КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
“ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПРИСТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ НА ТАРАСОВСКОМ НГКМ”
Введение
Первые сведения о исследовании газовых скважинпоявились в литературе в 20-х годах нашего века. В 1925 г. былаопубликована работа, в которой Баннет и Пирс описали предложенный ими методисследования газовой скважины. В результате исследования скважины при еефонтанировании в атмосферу устанавливали зависимости расхода газа от давленияна ее устье и на забое. Этот метод исследования приводил к существенным потерямгаза, не удовлетворял правилам техники безопасности и охраны окружающей среды.
В 1929 г. Пирс и Роулинс описали методпротиводавлений. После усовершенствования этого метода Горное Бюро США принялоего в качестве официального метода исследования газовых скважин. В 1935 г.Роулинс и Шелхардт опубликовали результаты фундаментальных исследованийбольшого числа газовых скважин.
Метод Роулинса и Шелхардта получил повсеместноераспространение и используется до настоящего времени.
Большой вклад в развитие теории и практикиисследования 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.
Целью выполнения данной курсовойработы является освоение теории газогидродинамических методов исследованияскважин и практическое решение задач при стационарных режимах фильтрации наТарасовском НГКМ.
Исследованиескважин проводят в процессе разведки, опытной и промышленной эксплуатации сцелью получения исходных данных для определения запасов газа, проектированияразработки месторождений, обустройства промысла, установления технологическогорежима работы скважин, обеспечивающего их эксплуатацию при оптимальных условияхбез осложнений и аварий, оценки эффективности работ по интенсификации иконтроля за разработкой и эксплуатацией [3].
Исследованиепластов и скважин осуществляется гидродинамическими и геофизическими методами.Ряд параметров пласта определяют по кернам. При комплексном применении все этиметоды взаимно дополняют друг друга. Параметры пласта, определяемые при помощигеофизических методов и данных кернов, характеризуют участок пласта,непосредственно прилегающий к стволу скважины, и дают возможность представитьих послойное распределение по мощности пласта. При помощи гидродинамическихметодов находят, как правило, средние параметры призабойной зоны и болееудаленных участков пласта.
Гидродинамическиеметоды исследования включают изучение условий движения газа в пласте и стволескважины.
Гидродинамическиеметоды определения параметров пласта основаны на решении так называемыхобратных задач гидрогазодинамики и подразделяются на исследования пристационарных и нестационарных режимах фильтрации.
Большое будущее принадлежиткомплексным исследованиям, основанным на гидродинамических и геофизическихметодах, и проведению гидродинамических исследований на базе геофизическойтехники. Термометрические исследования наряду с изучением температурного режимаскважины, призабойной зоны и пласта позволяют выяснить величины, эффективныхмощностей, распределение дебитов по отдельным интервалам пласта, параметры пласта,положение контакта газ – вода и места утечек газа при нарушении герметичностиколонн.
Большоезначение приобретает вопрос о сопоставлении параметров пласта, определяемых спомощью геофизических и промысловых гидрогазодинамических методов, чтопозволяет получать более достоверные характеристики пласта, чем дает сравнениегеофизических данных с керновым материалом.
К специальнымвидам исследования относятся, например, комплексные исследованиягазоконденсатных скважин, где определяются изменение соотношения между газовойи жидкой фазами и их состав при различных гидродинамических и термодинамическихусловиях при помощи передвижных установок, предусматривающих подогрев иохлаждение исследуемого газа.
Методы исследованияскважин могут быть подразделены на следующие виды:
1. Испытанияв условиях стационарной фильтрации газа при различных режимах работы скважины;
2. Испытанияв условиях нестационарной фильтрации газа, которые в свою очередь состоят изобработки:
а) кривыхвосстановления давления во время остановки скважины;
б) кривыхперераспределения дебита газа при постоянном давлении на забое или устье;
в) кривыхперераспределения забойного давления при постоянном дебите газа.
Содержание иобъем исследовательских работ зависят от назначения геолого-техническихусловий.
По своемуназначению испытания газовых скважин подразделяются на следующие:
1. Первичныеисследования проводятся на разведочных скважинах после окончания бурения. Ихназначение состоит в выявлении добываемых возможностей скважины, т.е.максимально допустимого дебита, который может быть получен, исходя изгеолого-технических условий, оценки параметров пласта и установлениипервоначальных рабочих дебитов для опытной эксплуатации;
2. Текущиеисследования применяют для установления и уточнения технологического режимаработы и текущей проверки параметров призабойной зоны пласта и скважины (одинраз в год или чаще, в зависимости от условий работы скважин);
3.Контрольные исследования осуществляются периодически с целью проверки качестватекущих исследований, определения параметров пласта для составления проектаразработки и анализа разработки месторождения;
4.Специальные исследования проводятся перед остановкой скважины на ремонт иливыходе из ремонта, перед консервацией скважины и при расконсервации, до и послеработ по интенсификации притока газа. К специальным также относятся испытаниягазоконденсатных скважин и испытания, проводимые с целью выяснения влияниязасорения призабойной зоны глинистым раствором, а также испытания поопределению скопления жидкости в стволе и призабойной зоне при различныхусловиях работы скважины.
1. Геолого-промысловая характеристика ТНГКМ
1.1 Геологическая характеристикаместорождения
Эксплуатационное разбуривание Тарасовскогоместорождения начато в 1986 г. На 01.07.88 г. на месторождениипробурено 197 скважин, интерпретация геофизических материалов которых позволилазначительно уточнить геологическое строение верхних пластов БП7, БП8,БП9.
Залежь пласта БП7 вскрыта всеми пробуреннымискважинами в интервале отметок 2320,4–2371,2 м. Толщина нефтенасыщенныхколлекторов изменяется от 0,8 до 8.0 м Водо-нефтяной контакт по даннымразведочных скважин проводится на средней отметке 2339 м. Высота залежисоставляет 50 м, размеры 13х9 км. Залежь пластовая сводовая смногочисленными зонами замещения коллекторов глинисто-алевритистыми разностями.По данным ГИС коллекторы имеют очень низкую емкостно-фильтрационную характеристику;рд 6–11 омм, Qпс -0,4–0,6, в разрезепредставлены отдельными прослоями, не выдержанными по площади.
Во многих скважинах коллекторы пластаБП7 ввиду их сильной глинизации имеют неясную характеристику насыщения. Пластиспытан только в одной скважине №59 в которой получен незначительный притокнефти дебитом 5,9 м3/сут при Ндин 1560 м исходя из этого,залежь пласта БП7 принята для разработки в качестве возвратного объекта спластов БП8, БП9.
Залежь пласта БП8 является основнымобъектом разработки, вскрыта всеми пробуренными скважинами на абсолютныхотметках 2374–2425.4 м. ВНК проведен по данным разведочных скважин наабсолютных отметках 2417,9–2425,4 м. Данные эксплуатационных скважинпринятому положению ВНК не противоречат. При интерпретации материалов ГИСвыявилась четкая закономерность распространения коллекторов на западном ивосточном куполах структуры. На западе в скважинах встречаются два типаразреза: в одних пласт представлен песчаником по всему разрезу толщиной до 25,4 мс незначительными прослоями плотных и глинистых пород, в других кровле пластаразвит довольно однородный песчаник различной толщины, к подошве он замещаетсяглинисто-алевритистыми разностями. Емкостно-филътрационная характеристика этихколлекторов высокая.
На востоке, особенно в центральнойчасти, массивные коллектора расчленяются на отдельные прослои толщиной 1–2 м,к подошве происходит полная их глинизация. Суммарные нефтенасыщенные толщиныизменяются от 1,4 до 11,4 м. Размеры залежи составляют 13х9,5 км,высота ее 46 м, залежь является пластовой сводовой. В целом по пласту БП8за счет увеличения нефтенасыщенных толщин, объем нефтесодержащих породувеличивается примерно на 20%(без учета возможного уменьшения толщин нанеразбуренной части на востоке залежи).
Нефтянаязалежь БП9 отделяется от выше лежащего пласта БП8 глинистым разделом толщиной10–15 м. Пласт вскрыт на абсолютных отметках 2402–2436 м. Залежьводонефтяная, поэтому все скважины пробуренные в пределах контура вскрыли ВНК.По результатам разведочных скважин положение его фиксируется на отметках 2431,1–2435 м.По данным эксплуатационных скважин возможен подъем ВНК на восточном склоне до2420 м. Эффективные толщины пласта изменяются от 30,0 до 16,6, мнефтенасыщенные от 26,6 до 2,8. Пласт БП9 относительно однороден, но в среднейчасти содержит перемычку разной толщины, достаточно выдержанную по площади,которая позволяет разделить (хотя и несколько условно) пласт на два интервалаБП91, БП92. Размеры залежи 6х11 км, высота 30 м. В целом за счетрасширения площади нефтеносности на юго-востоке, а также увеличениянефтенасыщенных толщин, увеличился объем нефтесодержащих пород. Но требуетуточнения нефтенасыщенность коллекторов, величина которой, вероятно, нижепринятой.
ПоТарасовскому месторождению по всём пластам БП7-БП142 была принята единаяминерализация пластовых вод 18 г./л, удельное сопротивление которой 0,14 омм.По предварительному заключению пластовая вода более пресная и имеет большеесопротивление.
Исходя изсоотношения Рпкр=Рв*Рн*Рп, критическое сопротивление при выделениинефтенасыщенных коллекторов следует увеличить. В подсчете запасов Рпкр приняторавным 7,1 омм при О пс=0,4.
Залежь пласта БП10–11 является самымкрупным объектом разработки на Тарасовском месторождении. Залежь пластоваясводовая с обширной газовой шапкой, размеры газовой шапки в пределах принятогоГНК (2529,31–3,9 м) составляют 8,5х12 км. высота 31,5 м.Газонасыщенные толщины изменяются от 4,8 м до 13,2 м. Размерынефтяной оторочки составляют 15х17,5 км, нефтенасыщенные толщиныизменяются от 4,8 до 31,8 м. Контур ВНК на средней отметке 2576,4+ – 11,2 м.с наклоном с северо-запада на юго-восток. При общей высоте залежи 79 мвысота нефтяной части 47 м. В строении пласта, хотя и несколько условноможно выделить три слоя: верхний, нижний – с преобладанием слабопроницаемыхпород и средний наиболее мощный и выдержанный по площади. Пласты БС10–11выделены в один подсчетный объект, т.е. считается, что между ними нетвыдержанной глинистой перемычки и гидродинамические пласты связаны между собой.Однако, как видно из структурных и мощностных построений, сделанных с использованиемматериалов эксплуатационных скважин, между пластами БС10 и БС11 в сводовойчасти структуры глинистый раздел толщиной 4 м достаточно выдержан. Этоговорит о том, что газовая часть залежи пласта БС10 на большой площади (5,5х10,5 км)изолирована от нефтяной, и лишь по периметру контура газоносности полосой 1–2 кмэтот раздел менее 4 м. Коллекторы подгазовой зоны приурочены в основном кпласту БС10-сильно расчленены и имеют высокую прерывистость. Толщины изменяютсяот 0 м (скв. 78,1616) на западе до 10,4 м (скв. б7) на востоке.
2. Состояние разработки Тарасовского НГКМ
По состоянию на 1.01.2000 г. на Тарасовскомместорождении работали 4 УКПГ, фонд действующих скважин составлял 743 единицу.
2.1 Сеноманская залежь
Суммарный отбор из сеноманской залежи в 2000году составил 54 млрд м3 газа, с начала разработки отобрано 1127,5 млрд.м3или 33.3% от начально утвержденных запасов. Начальные и текущие запасыпредставлены в таблице №3.1
Таблица №3.1
Месторождение,
Площадь
Начальные запасы
С1, млрд. м3
Отбор
газа
1.01.2000
Текущие
запасы газа
млрд. м3
% отбора
от
запасов
Темп
отбора
газа в
2000 г.
Тарасовское
(сеноман) 5451 1927,5 3523,5 33,3 3.00
Месторождение вступает в период перехода спостоянной на падающую добычу. Проектом разработки предусматриваетсякомпенсация падающей с 2002 года добычи по основной части залежи за счетподключения в работу дополнительных скважин. На сегодняшний день отсутствиенеобходимого финансирования ставит под сомнение продление периода постоянныхотборов с ТНГКМ. Основные отборы в 2000 году приходились на установки, гдеимеются первые очереди ДКС.
В период постоянной добычи, начиная с 1991 годаначальным проектом разработки предусматривался уровень годовых отборов 115 млрд.м3. Максимальный годовой отбор был достигнут в 1994 году и составил 78млрд.м3. Основной причиной несоответствия фактических и проектныхпоказателей разработки (проект 1984 г.) явилось фактическое отставаниеввода в эксплуатацию производственных мощностей (УКПГ, скважины, впоследствииДКС). Для компенсации добычи в отдельные годы на ряде УКПГ это приводило ксущественным превышениям отборов (см. таблицу показателей разработки).Следствием этого явилось крайне неравномерное дренирование залежи в целом,образование значительного количества локальных депрессионных воронок,отрицательно сказывающихся на процессе разработки. Также имело местонедостаточная изученность ФЕС северных УКПГ-4, (отбор на этой установке впервоначальном проекте закладывались значительно выше реальных возможностейскважин). Начиная с 1999 года, после принятия нового проекта разработки,несоответствие таких фактических показателей разработки проектным, как среднийдебит на одну скважину, устьевое и пластовое давления, становится менеезаметным. Фактические и суммарные отборы на УКПГ – 2,3 практически соответствуютпроектным, на УКПГ – 1,4 они превышают проектные.
По состоянию на 1.01.2000 года на сеноманскойзалежи ТНГКМ работали 4 УКПГ. Фонд действующих скважин составлял 700 единиц, 22скважины находились в бездействии и капремонте. В конце года на УКПГ-4 с целью«сгущения» сетки и вовлечения в разработку дополнительных дренируемых запасовбыли запущены в эксплуатацию 15 новых скважин. Кроме того на УКПГ-3 в настоящеевремя проводится бурение и освоение еще 28 скважин. На данном этапе разработкидренируется вся площадь сеноманской залежи кроме самых северных и южныхучастков.
Анализ дренируемых запасов показывает, чтонаименее дренируемые запасы находятся в зонах УКПГ – 3,4 и составляютсоответственно 208, 552 млрд. м3 газа (см. таблицу №3.2)
Таблица №3.2УКПГ 01.91 г 01.92 г. 01.93 г 01.94 г 01.95 г 01.96 г 01.97 г. 01.98 г. 01.99 г. 2000 г. УКПГ-1 653 662 682 657 653 640 635 634 628 625 УКПГ-2 722 692 666 660 696 684 676 671 665 660 УКПГ-3 501 520 537 546 620 605 605 581 561 552 УКПГ-4 – – – – 59 111 166 190 201 208 Месторож-дение 2974 3033 3181 3492 3678 3718 3739 3727 3685 3676
В будущем вовлечение в разработку новых скважинпозволит снизить объемы перетоков из этих зон в центральные зоны месторождения.
Средние пластовые давления по зонам УКПГснизились с начала разработки практически в 2 раза и по зонам УКПГ, гдеработают первые очереди ДКС, составляют от 52,9 до 54, ата. В зонах УКПГ –4,3 пластовые давления составляют соответственно 64,4 и 86,9 атм. Темп паденияпластового давления по всем зонам УКПГ стабилизировался и за последний годсоставляет от 4,3 до 4,8 атм (см. табл. показателей). Представленная картаизобар на 1.01.2000 года показывает, что зона, из которой отбираетсямаксимальное количество газа, контролируется изобарой 65 ата. Контроль заизменением пластового давления в эксплуатационной зоне ведется по всему фондуне реже 2-х раз в год. Для контроля в периферийной части пробурены одиночныенаблюдательные, а также ряд пьезометрических скважин. Пластовые давления замеряютсятакже и в ряде разведочных скважин.
Итак, месторождение по сеноманским отложениямнаходится в фазе активного пластового водопроявления, основной причинойкоторого является некачественное обсаживание эксплуатационных колонн. В светеинтенсивного подъема ГВК в последнее время особое значение приобретаетправильное регулирование оптимальных отборов по кустам в технологическихрежимах, качественное проведение капитальных ремонтов скважин. В случаеневозможности проведения водоизоляционных работ одновременно на большомколичестве проблемных скважин в целях избегания полной обводненности иостановок скважин, депрессии и скорости потока в скважинах должны обеспечиватьвынос пластовой воды. С другой стороны технологические режимы работы скважиндолжны обеспечивать безгидратную работу шлейфов, уменьшение перерасходаметанола, безаварийную эксплуатацию устьевых обвязок. Еще более важное значениеустановление технологических режимов приобретает для скважин и кустов, неподтвержденных на сегодняшний день пластовым водопроявлениям, в свете прогнозаподъема ГВК, анализа возможного попадания в ближайшем будущем в интервалы«суперколлектора», некачественного цементажа.
Таким образом, месторождение вступает в период,когда без надлежащего финансирования проектные отборы даже 2000–2002 года будуттруднодостижимы, и связано это не только с отсутствием средств на расширение участков,но и отставанием ввода вторых очередей ДКС, возможным выбытием из действующегофонда «старых» скважин.
Технологические показатели разработкипредставлены в таблице №3.1.
3. Цели и задачигидродинамических исследований газовых скважин на установившихся режимах
Стандартные исследования газовыхскважин проводят с целью определения следующих параметров:
1.Геометрические характеристики залежи, в частности общие размеры газоносногорезервуара, изменение общей и эффективной мощности пласта по площади и разрезу,границы газоносной залежи, размеры экранов и непроницаемых включений, положениегазоводяного 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 площадии разрезу пласта, а также по стволу газовой скважины;
3.Физико-химические свойства газа и жидкостей (вязкость, плотность, коэффициентсжимаемости, влажность газа), условия образования гидратов и их изменение впроцессе разработки залежи;
4. Гидродинамическиеи термодинамические условия в стволе скважины в процессе эксплуатации;
5. Изменениефазовых состояний при движении газа в пласте, стволе скважины и по наземнымсооружениям в процессе разработки залежи;
6. Условияскопления и выноса жидкости и твердых примесей из забоя скважины, эффективностьих отделения;
7. Технологический режим работы скважин при наличии различных факторов,таких, как возможность разрушения призабойной зоны пласта, наличие подошвеннойводы, влияние температуры продуктивного пласта и окружающей ствол скважинысреды, многопластовость и неоднородность залежи.
4. Двучленная формула притока
4.1Фильтрация по двучленному закону
Двучленный закон дляплоскорадиальной фильтрации имеет вид
/>, (5.1)
Выразим скорость фильтрации через массовыйрасход
/> (5.2)
и подставим вформулу (5.1):
/>. (5.3)
Разделив переменные и введя функцию Лейбензона
/>, (5.4)
получим:
/>. (5.5)
Интегрируяпоследнее уравнение в пределах от rс до Rк,от Рс до Ркполучим:
/>. (5.6)
Переходя от функции Лейбензона к давлению поформуле
/> (5.7)
длясовершенного газа найдем из (5.6) уравнение притока к скважине:
/>, (5.8)
где
/>, (5.9)
/>. (5.10)
Здесь Аи В-коэффициенты фильтрационных сопротивлений, постоянные для даннойскважины. Они определяются опытным путем по данным исследования скважины приустановившихся режимах.
Уравнениепритока реального газа к скважине по двучленному закону фильтрации имеет вид
/>. (5.11)
4.2 Приток газа к несовершенным скважинам при двучленномзаконе фильтрации
/>
Рис. 5.1.Схема притока газа к несовершенной по степени и характеру вскрытия скважине
Длянесовершенной скважины (рис. 5.1) коэффициенты фильтрационныхсопротивлений А и В принимают вид:
/>, (5.12)
/>. (5.13)
/> и /> – коэффициенты,характеризующие несовершенство скважины по степени вскрытия.
/>, (5.14)
/>, />.(5.15)
Обе последниеформулы – приближенные, они имеют место при значениях b>>R1.
/> и /> – коэффициенты,учитывающие несовершенство скважины по характеру вскрытия.
/> определяется по графикамВ.И. Щурова
Для /> предлагается приближеннаяформула
/>, (5.16)
N – суммарное числоперфорационных отверстий,
/> – глубина проникновенияперфорационной пули в пласт.
5. Технология проведения исследованийИсследование газовых скважин приустановившихся режимах проводится в следующем порядке.
1. Передисследованием скважину продувают в течении 15 – 20 мин. Для удалениятвердых частиц и жидкости с забоя скважин. После продувки скважину закрывают дополного восстановления давления. На многих газовых месторождений это времясоставляет 2 – 3 ч.
2. Вдиафрагменном измерителе критического течения газа (ДИКТе) устанавливаютдиафрагму с малым диаметром калиброванного отверстия. После этого открываюткоренную задвижку, пускают скважину в работу до наступления установившегосясостояния, при котором давление и температура газа перед диафрагмой ДИКТа и взатрубном пространстве не изменяется во времени. Записывают эти давления итемпературы газа в журнал исследований и останавливают скважину, полностьюзакрывая коренную задвижку (см. Рис. 6.1).
3. В ДИКТеустанавливают диафрагму с большим диаметром калиброванного отверстия и вновьдожидаются наступления установившегося состояния, записывают давления итемпературы, после чего скважину останавливают.
Такиеоперации повторяют 4, 6 или 9 раз, по числу имеющихся диафрагм. С целью контроляпосле исследования скважины на диафрагме с наибольшим калиброванным отверстиеминогда повторяют исследование на диафрагме с меньшим диаметром отверстий.
4. Подавлению и температуре газа перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают дебит газа длякаждой диафрагмы.
5. Постатическому затрубному давлению или динамическому давлению перед диафрагмойДИКТа рассчитывают давление на забое скважины.
1. Строят графикизависимости (Рпл2 – Рс2)/Qот Q. По графикам определяют коэффициенты фильтрационного сопротивления Аи В.
/>
Рис. 6.1.Схема расположения оборудования и приборов при испытании диафрагменнымизмерителем критического течения:
1 –диафрагменный измеритель;
2 –породоуловитель;
3 –6 –манометры.
6. Обработкарезультатов исследований
6.1Определение давлений и расхода газа
Обработкарезультатов исследований скважин начинается с определения забойных давлений.Наиболее надежные данные получают при непосредственном измерении забойныхдавлений глубинными приборами. Однако, если газ достаточно чист (примеси непревышают 1 – 10 г./см3), вполне допустимо забойные давленияопределять по давлению на устье скважины. При неподвижном столбе газа
/>. (7.1)
/> – давление на забое;
/> – давление неподвижногостолба на устье.
/>, (7.2)
/> – относительнаяплотность газа;
/> – глубина скважины дорасчетного уровня, м;
/> – среднее по высотезначение коэффициента сжимаемости газа;
/> – средняя по скважинеабсолютная температура газа, К.
Если по тойили иной причине в скважине не образуется неподвижный столб газа, а егодавление на устье удается замерить, забойное давление можно рассчитать поформуле
/>, (7.3)
/> и /> – абсолютные давления назабое и на устье, МПа;
/> – расход газа, м3/с;
/>. (7.4)
/> – определяется посправочникам как функция числа Рейнольдса и относительной шероховатости труб,диапазон изменения />=0,014 – 0,025;
/> – определяется позначениям Р и Т на устье скважины и по предполагаемым ихзначениям на забое;
/> – внутренний диаметрфонтанных труб, м.
При движениигаза по кольцевому пространству в формуле (7.3) следует использоватьэквивалентный диаметр, который можно определить из условия равенства площадикольцевого сечения труб площади эквивалентного круга:
/>, (7.5)
/> – внутренний диаметрвнешней трубы;
/> – наружний диаметрвнутренний трубы;
/> – площадь сечения трубы.
При движениигаза по кольцевому сечению несколько изменяется и />.Учитывают это обстоятельство обычно умножением /> напоправку />.
Из скважиныобычно 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 тогокак определены давления, подсчитываются расходы газа. При исследованиях скважинрасход газа определяется с помощью диафрагменного измерителя критическоготечения (ДИКТа) (см. рис. 7.1), измерителя некритического течения и трубкиПито.
Измерителькритического течения подключается к устью скважины через сепаратор(породоуловитель). Противодавление в скважине создается диафрагмой диаметра d, помещенной в головкеДИКТа 1 с помощью прижимной гайки 2. Давление /> переддиафрагмой измеряется манометром, подключенным к ниппелю 3. Температура газаизмеряется термометром, помещенным в карман 4.
/>
Рис. 7.1.Диафрагменный измеритель критического течения (ДИКТ)
Расход газаопределяется по формуле
/>. (7.6)
/> – давление до диафрагмы,МПа;
/> – коэффициент расходазависящий от диаметра и формы диафрагмы
/> – относительнаяплотность газа;
/> – абсолютная температурагаза до диафрагмы;
/> – коэффициентсжимаемости газа.
Если газ, добываемый из исследуемой скважины, поступает в газопроводнуюсистему, то его расход измеряется, как правило, диафрагменным измерителемнекритического течения (метод сужения).
Перепад давления на диафрагме в основном определяют поплавковымидифманометрами 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 точкепотока. Его обычно применяют для измерения сильно засоренных илинеконтролируемых потоков газа.
Температура газа при исследованиях скважин, как уже отмечалось,измеряется обычными ртутными термометрами, помещенными в струю газа в стальномкожухе.
6.2 Определение коэффициентов фильтрационного сопротивленияА и В
Коэффициентыфильтрационных сопротивлений характеризуют физические свойства газа,фильтрационные свойства пористой среды и геометрические параметры фильтрации.Значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений используются, припроектировании и анализе разработки газовых и газоконденсатных месторождений.Коэффициенты фильтрационных сопротивлений зависят:
– отсостава газа, фазовых переходов в процессах испытания и эксплуатации скважин,свойств газа и газоконденсатной смеси;
– отзаконов фильтрации;
– отмеханических, емкостных и фильтрационных свойств пористой среды, анизотропиипласта;
– отпродолжительности процесса испытания на отдельных режимах;
– оттермобарических параметров пористой среды и газа;
– отконструкции скважины и степени совершенства вскрытия пласта;
– откачества вскрытия продуктивного разреза, промывочного раствора и проведенияремонтно-профилактических работ в скважине;
– отвеличины газонасыщенности (газонефтенасыщенности при наличии нефтяной оторочки)пласта и других факторов и параметров [4].
Всепараметры, входящие в формулы для определения коэффициентов А и В(а к ним относятся: коэффициенты вязкости, сверхсжимаемости, проницаемости,макрошероховатости, плотность газа, температура, радиусы контура питания искважины, коэффициенты несовершенства и неоднородности), зависят от давления,продолжительности испытания, насыщенности пористой среды газом и водой, наличиясоседних скважин и расстояния до них, величины депрессии на пласт, условиявыпадения, накопления и выноса конденсата, тепловых свойств пористой среды ит.д.
Без знаниявеличин коэффициентов А и В невозможен прогноз дебитов скважин впроцессе разработки, следовательно, и добывные возможности месторождения вцелом. Поэтому определение коэффициентов А иВ является одной изосновных задач при подготовке месторождения к разработке. По результатамисследования скважин определяются величины коэффициентов А иВ, ипри проектировании разработки месторождений они считаются известными.Естественно, что каждая скважина имеет свой коэффициент фильтрационныхсопротивлений. Поэтому при проектировании разработки месторождения определяютсяосредненные (арифметическое, или по дебитам и желательно при одинаковыхдепрессиях на пласт по тем скважинам, по которым осредняются эти коэффициенты)значения коэффициентов А и В.
Приток газа кскважине описывается двучленным уравнением вида
/>, (7.7)
А и В-коэффициенты,мало изменяющиеся во времени. Они могут быть определены аналитически, но болеенадежные результаты получают по данным исследования скважин. Теоретически А иВ можно находить при двух режимах, однако естественный разброс точек,связанный с флуктуацией потока, требует осреднения величин и использования данныхминимум четырех-пяти режимов.
Коэффициенты Аи В можно найти аналитически, например с помощью метода наименьшихквадратов. Удобней же графический способ. Он состоит в том, что уравнениепритока представляется в следующем виде
/>. (7.8)
По даннымисследования строится график /> (рис. 7.2).Он должен быть выражен прямой, отсекающей на оси ординат отрезок, численноравный А; В — есть тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс.
/>
Рис. 5.2.Зависимость /> от Q
7. Пример расчёта коэффициентов А и В по данным исследований,проведенных на Тарасовском НГКМ
Рассмотримметоды расчета коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В, на примереисследований скважин проведенных на Тарасовском НГКМ. Для расчетов используемданные исследования скважины №1048.
Скважина №1048находится в фонде эксплуатируемых скважин УКПГ-1. В таблице №7.1 представленысредние рабочие дебиты скважины за 2002 год.
Таблица №7.1Средние рабочие дебиты скважины №1048 за 2002 год.Дата 01.01 01.02 01.03 01.04 01.05 01.06 01.07 01.08 01.09 01.10 01.11 01.12
Q, тыс. м3/сут 995 954 912 931 955 946 809 720 880 957 924 909
Средний дебитскважины на 01.01.02 г. составлял 995 тыс. м3/сут., прикоэффициенте продуктивности К=347 м3/(МПа*сут.) и проницаемостиk равной 0,4 мкм2.05.07.2002 г. был проведен капитальный ремонт скважины по устранению негерметичности обсадной колонны. Ремонт проводили с использованием жидкостиглушения с большим содержанием солей. В период третьего квартала 2002 годапроизошло снижение дебита до 720 тыс. м3/сут. Было принято решениепровести газогидродинамическое исследование скважины при стационарных режимахфильтрации, с целью определения причины снижения дебита/[6].
Результатыисследований газовой скважины №1048 приведены в приложений №1. В ходеисследования были получены значения таких величин как пластовое давления Рпл,устьевое давление Ру и температура Ту. Зная их можно определить дебит скважины q, забойное давление Рс,величину ΔР2 и значение ΔР2/q, которые нам необходимыпри определение коэффициентов А и В. Методика определения выше указанныхвеличин приведена ниже.
Обработкурезультатов исследований скважин начинают с определения дебита скважины. Приисследованиях скважин расход газа определяется с помощью диафрагменногоизмерителя критического течения (ДИКТа). Измеритель критического теченияподключается к устью скважины через сепаратор (породоуловитель). Давление Р1перед диафрагмой измеряется образцовым манометром. Температура газа измеряетсятермометром.
Расход газаопределяется по формуле:
/> (7.1)
Р1– давление до диафрагмы, МПа;
С – коэффициентрасхода, зависящий от диаметра и формы диафрагмы;
ρ – относительнаяплотность газа;
Т – температурагаза до диафрагмы, К;
z – коэффициентсжимаемости газа.
Значения коэффициентов С, используемыепри измерении дебита газа диафрагменным измерителем критического течения газапри проведении исследования, представлены в таблице №7.2.
Таблица №7.2 Коэффициент С при измерениидебита газа ДИКТом газа/[1].Диаметр отверстия диафрагмы, мм. Коэффициент С Диаметр отверстия диафрагмы, мм. Коэффициент С 17 68,25 24,4 117,39 21,2 89,65 27,5 139,8 23,4 109,05 30,4 167,85 26,9 128,65 31,9 187,05 21,2 89,65 29,2 157,25 17 68,25 24,4 117,39
Коэффициент сверхсжимаемости можно определить по графикам Брауна-Катца,но при проведении данного исследования его определяли по формуле (7,2). Дляэтого определяем приведенные параметры давления и температуры газовой смеси.
/>(7.2)
Тпр=Т/Тпкр (7.3)
Рпр=Р/Рпкр (7.4)
Псевдокритические параметры смеси Тпкр и Рпкрвычисляются по формулам:
/>
(7.5)
/>
(7.6)
где yi – молярная доля компонента в смеси;
Ркрi и Ткрi – соответственнокритические давление и температура i-го компонента смеси;
n – число компонентовсмеси.
Критические давление, температура и молярные доли компонентов в смесиприведены в таблице №7.3/[5].
Таблица №7.3 Данные для определения коэффициента z и ρСостав газа: Критические параметры
Плотность при н.у., кг/м3 Параметры пласта Параметры устья Ткр, К Ркр, МПа Метан 98,597 190,5 4,88 0,717 Рпл=6,04 МПа Ру=5,51 МПа Этан 0,062 305,4 5,07 1,344 Тпл=303 К Ту=287 К Пропан 0,004 369,8 4,42 1,967
СО2 0,188 304 7,64 1,977 Азот 1,148 125,9 3,53 1,251
Таблица №7.4. Результаты расчета z и ρДЛЯ Тпкр Рпкр Тпр Рпр Z
ρСМ ρ Пласта 190,0483 4,869741 1,594332 1,240312 0,895251 0,72593 0,56186 Устья 190,0483 4,869741 1,510143 1,131477 0,891784
Расчет коэффициента z проведен с помощью программного приложения MicrosoftExcel. Программа, расчет и результаты проведенного расчета представлены в приложении№2 и в таблице №7.4.
Относительная плотность газа ρ определяется по формуле:
/>
(7.7)
где ρСМ– плотность смеси, кг/м3;
ρВ — плотность воздуха: ρВ=1,292 кг/м3./>Плотностьсмеси определяется по формуле:
(7.8)
где yi – молярная долякомпонента в смеси;
ρ0.i — плотность i-го компонента смеси при нормальных условиях, кг/м3.Плотности компонентов смеси приведены втаблице №7.3, а результаты расчета плотности смеси и относительной плотностигаза в таблице №7.4. Температура газа при исследованиях скважин, как ужеотмечалось, измеряется обычными ртутными термометрами, помещенными в струю газав стальном кожухе.
После тогокак определили дебиты скважины по формуле (7.1) приступают к определениюзабойного давления. Наиболее надежные данные получают при непосредственномизмерении забойных давлений глубинными приборами. Однако, вполне допустимозабойные давления определять по давлению на устье скважины. Так как значениязабойного давления были определены по подвижному столбу газа, то:
/> (7.9)
Рс – давлениена забое, МПа;
Ру – давлениена устье, Мпа;
q – дебит скважины, м3/с;
θ – учитываеткоэффициент гидравлического сопротивления.
Давления наустье были измерены с помощью образцовых пружинных манометров. Результатыизмерения приведены в приложении №1.
Значениевеличины θ определяется по формуле:
/>, (7.10)
где λ – определяется посправочникам как функция числа Рейнольдса и относительной шероховатости труб,диапазон изменения λ=0,014 – 0,025;
ZСР – определяется позначениям Р и Тна устье скважины и по предполагаемым их значениям назабое;
d – внутренний диаметрфонтанных труб: d=0.168 м.
/>, (7.11)
ρ – относительнаяплотность газа;
h – глубина скважины дорасчетного уровня, м;
ZСР – среднее по высотезначение коэффициента сжимаемости газа;
ТСР – средняя по скважине температурагаза, К.
После определения забойного давления находят величину ΔР2и значение ΔР2/q. Все выше перечисленные величины вычислены с помощьюпрограммного приложения Microsoft Excel. Программа, расчет и результатыпроведенного расчета представлены на следующей странице и в таблице №7.5.
Приведемграфический метод определения коэффициентов А и В по данным таблицы №7.5 спомощью программного приложения Microsoft Excel. Проведем обработкурезультатов исследования, построив зависимость ΔР2/q от q, и с помощью индикаторнойкривой определим коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В.Таблица №7.5 Результаты исследований газовой скважины №1048
№
скв
Дата
исслед.
РПЛ.
МПа.
Æiшайб
мм
РУСТ,
МПа.
ТУСТ, К
q,
тыс. м3/сут
РС,
МПа.
∆ Р2,
Мпа2.
ΔP2/q, сут. МПа2/т.м3 1048 02.08.02 6,04 17 5,42 286 308,892 5,93219 1,29072 0,005125 21.2 5,29 287,5 394,331 5,84743 2,28916 0,005805 23.4 5,20 287,7 470,945 5,78036 3,06903 0,006516 26.9 5,07 287,6 541,211 5,73214 3,62417 0,006696 21.2 5,30 287,4 392,107 5,85617 2,18687 0,005577 17 5,41 286 308,296 5,92089 1,42466 0,005215
По данным,приведенным в таблице №7.5, можно построить индикаторную кривую (Рис. 5).Отрезок отсекаемый этой кривой на оси ординат равен коэффициентуфильтрационного сопротивленияА, а коэффициент В как тангенс угланаклона к оси. Из рис. 5 можно определить, что А=0,0031 и В=0,00000255.
/>
Коэффициент проницаемостиk. Известны такиепараметры, как ТПЛ = 303 К, коэффициенты несовершенства скважины С1= 1,3 и С2 = 0,33; коэффициент сверхсжимаемости ZCP = 0,8; радиус скважины rC = 0,1 м; радиусконтура питания RK = 500 м; эффективная толщина пласта h = 10 м; вязкостьгаза в пластовых условиях μПЛ = 0,05 мПа*с. А также ТСТ= 293, РСТ = 0,1013 МПа. Из таблицы №7.5. возьмем значение РПЛ= 6,04 Мпа.
Используя,найденное по рис. 5, значение коэффициента фильтрационного сопротивленияА = 0,0031 и воспользовавшись формулой (5.6), найдем значение коэффициентапроницаемости k:
/>
=0,212 мкм2.
Знаякоэффициент проницаемости k мы можем по формуле (5.12) определить коэффициентпродуктивности К:
/>
Черезкоэффициент продуктивности К можно по формуле (5.13) найти коэффициентгидропроводности
/>
В результатепроведенных расчетов были определены коэффициент проницаемости k, коэффициентпродуктивности К, коэффициент гидропроводности. Как видно из проведенногоисследования резко уменьшилась проницаемость пласта (с 0,4 до 0,2 мкм2),что, по-видимому, объясняется проведением капитального ремонта скважины,проводившегося с использованием жидкости глушения, проникновение ее в пласт иобусловило ухудшение фильтрационных характеристик ПЗП, в частностипроницаемости/[6].
На основаниирезультатов проведенного исследования сделали вывод, что для востанавленияисходного дебита необходимо кислотная обработка ПЗП. Однако данная проблемамогла и должна была быть решенной использованием жидкости глушения на основеПАВ.
После проведенных мероприятий былорешено провести еще одно исследование с целью определения эффективностипринятых мер. Результаты повторного исследования газовой скважины №1048приведены в приложений №3. В ходе исследования были получены значения такихвеличин как пластовое давления Рпл, устьевое давление Ру и температура Ту. Знаяих можно определить дебит скважины q, забойное давление Рс, величину ΔР2 изначение ΔР2/q, которые нам необходимы при определение коэффициентов А и В. Методикаи алгоритм определения выше перечисленных величин такой же, как и припроведении первого исследования.
Исходные данные, для определениякоэффициента сжимаемости Z изменятся, так как значения температур и давлении будутдругими. В таблице №7.6 приведены данные для определения коэффициентасжимаемости Z, а в таблице №7.7 результаты расчета.
Таблица №7.6 Данные для определения коэффициента z и ρСостав газа: Критические параметры
Плотность при н.у., кг/м3 Параметры пласта Параметры устья Ткр, К Ркр, МПа Метан 98,597 190,5 4,88 0,717 Рпл=6,23 МПа Ру=5,72 МПа Этан 0,062 305,4 5,07 1,344 Тпл=303 К Ту=285 К Пропан 0,004 369,8 4,42 1,967
СО2 0,188 304 7,64 1,977 Азот 1,148 125,9 3,53 1,251
Таблица №7.7. Результаты расчета z и ρДЛЯ Тпкр Рпкр Тпр Рпр Z
ρСМ ρ Пласта 190,0483 4,869741 1,594332 1,279329 0,892876 0,72593 0,56186
Всеинтересующие нас величины вычислены с помощью программного приложения MicrosoftExcel. Программа, расчет и результаты проведенного расчета представлены наследующей странице и в таблице №7.8. Приведем графический метод определениякоэффициентов А и В по данным таблицы №7.8 с помощью программного приложения MicrosoftExcel. Проведем обработку результатов исследования, построив зависимость ΔР2/q от q, и с помощьюиндикаторной кривой определим коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В.
Таблица №7.8 Результаты исследований газовой скважины №1048
№
скв
Дата
исслед.
РПЛ,
МПа.
Æiшайб
мм
РУСТ,
МПа.
ТУСТ,
К
q,
тыс.м3/сут
РС,
МПа.
∆ Р2,
Мпа2. ΔP2/q, сут. МПа2/т.м3
1048 23.09.02 6,23 24.4 5,53 11.8 543,965 6,0526 2,17893 0,003786 27.5 5,43 12 635,287 6,01419 2,64241 0,003912 30.4 5,34 12 749,536 5,99694 2,84961 0,004012 31.9 5,24 12 818,923 5,95918 3,30107 0,004125 29.2 5,08 11.9 666,65 6,03728 2,36415 0,003822 24.4 5,54 11.8 544,995 6,06692 2,00538 0,003679
Проведемобработку результатов исследования, построив зависимость ΔР2/q от q, и с помощьюиндикаторной кривой определим коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В.
/>
По данным,приведенным в таблице №7.2., была построена индикаторная кривая (Рис. 6).Отрезок отсекаемый этой кривой на оси ординат равен коэффициентуфильтрационного сопротивленияА, а коэффициент В как тангенс угланаклона прямой к оси. Из рис. 6 можно примерно определить, что А=0,0027иВ=0,00000163.
Значениякоэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В, полученные в результатеисследования, проведенного после применения кислотной обработки призабойнойзоны пласта, значительно меньше значении, полученных в результате первогоисследования. Кроме того, значения коэффициентов проницаемости k, продуктивности К, вычисленныепо найденным коэффициентам А и В, соответственно составили 0,45 мкм2и 357 м3/(МПа*сут.)
Следовательно,можно сделать вывод, что меры, принятые для восстановления рабочих дебитовгазовой скважины №1048, были эффективны и проведены своевременно, что позволилов дальнейшем не только избежать падения дебита, но и восстановить его значения,до проектных/[6].
Коэффициентыфильтрационных сопротивлений А и В можно также определить с помощью методанаименьших квадратов, о котором было сказано в пункте 3.3. Данный методявляется аналитическим и в его основе лежат следующие формулы:
/>, (7.12)
/>, (7.13)
/>, (7.14)
/> и /> – коэффициентыфильтрационного сопротивления;
/> – коэффициентпарной корреляции;
/> – числорежимов.
Расчет коэффициентовфильтрационного сопротивления А и В по методу наименьших квадратов выполнен наЭВМ с помощью программы представленной в приложений №3. Там же, приведен расчети показаны результаты, полученные по данным приложения №1 и №2.
A=0.00313; B=0.00000245; R=0.977 по даннымприложения №1.
A=0.0027; B=0.00000164; R=0.963 по даннымприложения №2.
Заключение
Важнейшими характеристиками,определяемыми в процессе исследования скважин, являются также максимальнодопустимые дебиты скважины и факторы, ограничивающие эти дебиты, коэффициентыфильтрационного сопротивления в формуле притока газа к скважине, а такжевеличины свободного и абсолютно свободного дебитов скважин, проницаемостьпласта или его гидропроводность.
В ходевыполнении курсовой работы были освоены газогидродинамические методыисследования скважин при стационарных режимах фильтрации.
Израссмотренных примеров расчета коэффициентов фильтрационных сопротивлений исопоставления их с фактическими, следует, что расчеты данной курсовой работыверны.
При анализерасчетных данных (коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В), видно, чтос годами возрастают. Это ведет к увеличению проницаемости (из анализа формулы8.4).
Другоепредположение о возрастание проницаемости – очистка ПЗП в процессе эксплуатациискважины.