Газо-гидродинамические методы исследования газовых скважин при стационарных и нестационарных режимах фильтрации

     СОДЕРЖАНИЕ

     В Е Д Е Н И  Е.

             Газ - агрегатное состояние вещества, в котором его частицы не  связаны или весьма слабо связаны  силами взаимодействия и движутся  свободно, заполняя весь предоставленный  объем.

            Начало промышленного использования  природного газа относится к  1821году, когда в США он стал  применяться для освещения. Сегодня  основное промышленное значение  имеют природные газы газовых,  газоконденсатных и газоконденсатно - нефтяных месторождений.

           Рассматривая концепцию научно-технической  политики (НТП) в энергетике России, можно сказать, что основополагающее  значение имеет развитие главной  отрасли энергетики страны, какой  сегодня стала газовая промышленность. В современных условиях и в  будущем от газовой промышленности  зависит жизнеобеспеченность и безопасность России. Это требует осуществления новой концепции развития газовой промышленности, в которой главным становится надежность подачи газа на всем пути его движения от пласта до потребителя.

           Наиболее эффективный путь решения  проблем надежности, увеличения  газо- и конденсатоотдачи, расширения сферы и повышения эффективности использования газа может быть обеспечен за счет научно-технического прогресса. В добыче и разработке  газового месторождения основная концепция НТП сводится к решению научных проблем, обеспечивающих надежную добычу газа без осложнений и аварий и разработку месторождений с высокими коэффициентами газо-  и конденсатоотдачи.

          Надежность добычи газа и конденсата  требует широкого применения  энергосберегающих дебитов, создания  автоматизированного контроля и  управления эксплуатацией скважин,  совершенствования методики и  регулярного проведения исследований  скважин, а также создания системы  эффективной диагностики скважин  и газопромыслового оборудования.

          Важнейшие источники информации  о газоносном пласте и скважинах  газового месторождения - газо-гидродинамические  методы исследования газовых скважин при стационарных и нестационарных режимах фильтрации. Результаты этих исследований необходимы при определении запасов газа и конденсата, проектировании и анализе разработки месторождений, составлении проектов обустройства, установки технологических режимов эксплуатации скважин, оценке эффективности различных геолого-технических мероприятий, проводимых на скважинах и т.д.

         В практике газодобывающей промышленности  все исследования, проводимые на  скважинах, подразделяются на первичные, текущие, контрольные и специальные.

          Первичными называются исследования, проводимые на разведочных и эксплуатационных скважинах непосредственно после окончания их бурения с целью определения максимально допустимых дебитов и параметров пласта перед пуском в эксплуатацию, отбора проб газа, воды и т.д.

          Текущими называются исследования, проводимые периодически один раз в квартал или полугодие с целью установления технологического режима эксплуатации скважин, параметров пласта, потерь давления и т. д.

          Контрольными называются исследования, проводимые для проверки качества первоначальных и текущих исследований, определения параметров, необходимых для проектирования и анализа разработки месторождения. Как правило, при проведении контрольных исследований используют более совершенную контрольно-измерительную аппаратуру и приборы, тщательно отарированные в промысловой лаборатории.

          Специальными называются исследования газоконденсатных скважин по определению соотношения газовой и жидкой фаз при различных дебитах, давлениях и температурах, а также исследования по определению эффективности различных геолого-технических мероприятий по увеличению дебитов скважин, таких как гидроразрыв, кислотные и термокислотные обработки, торпедная и пескоструйная перфорации, а также закрепление пластов различными реагентами для предотвращения разрушения призабойной зоны и т.д.

          Газогидродинамическими методами в сочетании с геофизическими можно разрешить многие вопросы проектирования и анализа разработки месторождений и в особенности в разработке эффективных методов контроля и регулирования разработки.

          По результатам исследования  газовых скважин при стационарных  режимах фильтрации определяют  пластовые и забойные давления, зависимости дебита газа, конденсата  и воды от депрессии на пласт,  а также дебита газа от разности  квадратов пластового и забойного  давлений (индикаторная линия). Важнейшими  характеристиками, определяемыми в  процессе исследования скважин,  являются также максимально допустимые  работы скважин и факторы, ограничивающие  эти дебиты, коэффициенты фильтрационного  сопротивления в формуле притока  газа к скважине, а также величины  свободного и абсолютно свободного  дебитов скважин.

         Свободный и абсолютно свободный  дебиты скважины, не являясь практически  реальными величинами, позволяют  сравнивать характеристики параметров  скважин.

          Свободный дебит- это дебит полностью открытой скважины, т.е. дебит, который бы давала скважина при противодавлении на устье, равном 0,1 МПа.

          Абсолютно свободный дебит- это дебит, который смогла бы дать скважина при снижении давления на ее забое до 0,1 МПа.

           В настоящее время наиболее  распространены газогидродинамические методы исследования газовых скважин. 
 
 
 
 
 
 

     1 Геологическая часть

     1.1 Геологическое строение  Южно-Алясовского  газового месторождения

         Приуральская нефтегазоносная область  расположена во Внешнем поясе  Западно-Сибирской низменности,  занимает западную окраину Тюменской  области. На этой территории  было открыто первое газовое  Березовское месторождение Западной Сибири в 1953 году, что послужило решающим толчком для быстрого освоения провинции. В 1963 году газ месторождения Березовского района стал поступать по газопроводу Игрим-Серов на промышленные предприятия Урала.

         В пределах Приуральской нефтегазоносной  области открыто 39 месторождений  нефти и газа, в расположении  которых наблюдается четкая зональность.  Газовые месторождения в Березовском  районе расположены в северной  части области приуроченные к Северо - Сосьвинскому своду.

          Газовые месторождения области  приурочены к локальным складкам, которые по природе являются  структурами облекания, иногда осложненными разрывными нарушениями. Залежи газа, из-за зонального характера развития коллекторов имеют кольцеобразную форму и относятся к литолого-стратиграфическому типу.

         Южно-Алясовское месторождение находится в 23 км от пос. Березово. Месторождение открыто в 1956 году, оно расположено в северной части Березовской зоны поднятия и представляет собой разобщенные антиклинальные складки севро-восточного простирания. Протяженность поднятия 6,5 км, ширина 3 км. Промышленно газоносен на месторождении пласт П, приуроченный к верхнеюрским отложениям, и пласт Н, расположенный в отложениях тотерив-баррема ( нижний мел).

         Продуктивный пласт П представлен песчаниками, алевролитами и известняками, их мощность меняется в пределах структур - на южном поднятии от 0 до 60м. Мощность пласта возрастает на крыльях структуры.

          На Южно-Алясовском месторождении пласт П залегает на глубине 1195-1349м, пластовое давление равно 12,4- 12,6 МПа, залежь пластовая ГВК= 1244м   t _пп = 50^о С, дебит = 1570 т/сут.

        Второй продуктивный горизонт  Н на Южно-Алясовском месторождении вскрыт на глубине 1096- 1166 м. Пласт сложен алевролитами и, в нижней части, алевролитами с прослоями плотных известняков. Общая мощность пласта Н 27-33м, залежь газа пластовая, пластовое давление равно 11,2 МПа,  ГВК проходил по отметке 1088м, начальная пластовая температура 44^о С, начальный дебит 63т/сут.

        Газ Южно-Алясовского газового  месторождения плотностью 0,566 - 0,6 г/ см³, почти полностью состоит из метана (91 - 97 %), сероводород отсутствует. Из неуглеводородных компонентов в газе содержатся углекислота (0,3 - 2,4%) и азот  (1,5 - 6%).

     2 Технико-технологическая  часть

     2.1 Газогидродинамические методы исследования газовых скважин при стационарных режимах фильтрации

         Исследование скважин, как правило,  начинают с кратковременной ее  продувки для очистки забоя  от твердых частиц, воды, конденсата  и т. д. Затем скважину закрывают  и измеряют статическое давление  на устье закрытой скважины, температуру  на устье, а при необходимости  - пластовые давления и температуру  глубинными приборами. Далее скважину  пускают в работу при малых  дебитах и фиксируют дебит,  давление и температуру на  устье скважины. Увеличивая диаметр  штуцера, испытывают скважину  при шести - восьми различных  значениях дебита вплоть до  дебита, при котором начинается  вынос песка или подтягивание  воды. Затем исследуют скважину  при обратном ходе, т.е. с уменьшением  дебитов. Обратный ход осуществляется  для контроля при двух - трех  значениях дебита. Все значения  дебитов, давлений и температур  должны соответствовать стационарным (установившимся) условиям.

        Время стабилизации давлений  и температур для различных  месторождений различно и зависит  в основном от свойств пласта и насыщающего его газа.

        При исследовании скважин на  эксплуатируемых месторождениях  используют имеющуюся систему   обустройства, позволяющую, как правило,  проводить на групповых установках  индивидуальные замеры дебитов  газа и жидкости, а также давлений  и температур на скважинах.  При этом исследования скважин  проводятся с одновременной подачей  газа потребителям.

        При исследованиях скважин необходимо  замерять все количество выпущенного  газа для его учета в общей  добыче по промыслу или месторождению.

        Перед началом исследований составляют  программу, учитывающую особенности  данной скважины и конкретного  месторождения.

         Для измерения давлений используют  оборудование или контрольные  манометры класса точности 0,2 или  0,4. Когда требуется особенно высокая  точность измерения давлений, применяют поршневые манометры (грузовые прессы).

          Перед исследование скважины и после него манометры необходимо тарировать на грузовом прессе.

         Результаты исследований скважины  можно обрабатывать по формулам: двучленной Дарси или степенной.

        При интерпретации результатов  исследования скважин по двучленной  формуле используют зависимость:

     где A   и   B  - коэффициенты фильтрационного  сопротивления.

         По полученным данным строим индикаторную линию зависимости

      . Указанную зависимость выражают  параболой, выходящей из начала  координат (Рисунок 2.1).

          Одной из основных задач исследования  скважины является определение  коэффициентов фильтрационного  сопротивления А и В. Для этого достаточно   

     привести  выражение (2.1) к уравнению прямой линии, для чего следует левую  и правую части его разделить  на  Q :

       Построив затем график зависимости   , получают прямую линию, отсекающую на оси ординат отрезок, равный А, тангенс угла наклона, которого равен коэффициенту В ( рисунок 2.2).

       Для более точного определения  коэффициентов  А и В, особенно при наличии большого числа точек, можно воспользоваться методом наименьших квадратов:                           

          В выражениях (2.3) и (2.4) суммы берут  по значениям  N, (N - число режимов,  на которых проводилось исследование). Для практических целей бывает  вполне достаточно графического  определения коэффициентов  А и В.

          Зная коэффициент А по результатам исследования скважин подсчитывают проницаемость пласта  k:

     Величину  коэффициента макрошереховатости  L  находят по формуле:                                                                       

     где  k   - проницаемость;

            Т_пл - пластовая температура , К;

             h   - мощность пласта , м;

             r_с - радиус скважины , см;

              L -  коэффициент микрошереховатости, м;

              В  - коэффициент,  (сут. /тыс.м³)².

           Из формулы (2.6) видно, что точность  определения параметров пласта  зависит от точности определения  коэффициента А, характеризующего фильтрационные сопротивления в призабойной зоне пласта. Затем определяют свободный и абсолютно свободный дебит газовой скважины.

           Для определения свободного дебита  скважин достаточно подставить  в двучленную формулу (2.1) значение  забойного давления, соответствующего  давлению на устье скважины, равному  0,1 МПа:                                                                  

     где      

         -коэффициент гидравлического сопротивления  ствола скважины;

         -средний коэффициент  сверхсжимаемости газа в стволе скважины;

         -средняя температура газа в  стволе скважины;

          -внутренний диаметр фонтанных  труб.

        Расчет аналогичен расчету забойного  давления по формуле Адамова.

        Расчет проводят методом последовательных  приближений. Вначале принимают  Z=1 и определяют Q_св.ор  , по которому находят соответствующее ориентировочное забойное давление:

     Затем определяют Z _ср.ор  и находят новое значение дебита. По значению         находят следующее значение . Расчет продолжают до тех пор, пока не будет исключено влияние нового Z_ср на давление. Обычно второго приближения для практических целей бывает вполне достаточно. Следует заметить, что формула (2.8) справедлива тогда, когда скорость истечения газа из устья скважины не превышает критической, т.е. не более 400 м/с. Скорость истечения газа можно найти из выражения:

     где       D - внутренний диаметр трубы, м;

                  Q - дебит скважины, тыс.м³/ сут.

          При практическом истечении газа  свободный дебит газовой скважины  можно определить по формуле:

                                                                                                                     ( 2.11) 

        Для определения абсолютно свободного  дебита газовой скважины в  двучленной формуле Дарси достаточно решить квадратное уравнение относительно  Q :

                                                                                                                     ( 2.12)

         Если для измерения пластового  давления скважину нельзя остановить (длительные периоды восстановления  давления или другие причины), то можно провести исследования  без ее остановки, измерив лишь  значения давлений и дебитов  при ее работе. Для обработки  результатов исследования можно  воспользоваться способом, предложенным  Ю.П. Коротаевым и Г.А. Зотовым.

        Действительно, если скважину  испытывали на нескольких режимах,  то для каждого из них можно  написать двучленную формулу:

                                                                  (2.13)                                                                      

                                                                          ( 2.14)

     где  n - порядковый номер режима.

     Вычитая (2.13)  из  (2.14), получают:

                                                                                                                      ( 2.15)

      Затем, приводя выражение (2.15) к уравнению  прямой линии путем деления правой и левой части на  (Q_n - Q_i ), получим:

                                                                                                                      ( 2.16)

           Следовательно, обработав  результаты исследования скважины  в координатах                               можно определить искомые коэффициенты  А и В. В последнем случае  так же может быть использован  метод наименьших квадратов для  определения коэффициентов А  и В ( рис 3.3). Теперь поскольку коэффициенты А и В известны, легко найти пластовое давление:

     2.2 Методика проведения  и обработки результатов

     исследования  скважин.

          Длительное время для плоскорадиальной и сферической фильтрации газа для совершенных и несовершенных скважин считались справедливыми известные формулы, основанные на двучленном законе, по которым и проводили обработку результатов исследований скважин при стационарных режимах фильтрации и осуществляли расчеты основных показателей при проектировании разработки газовых месторождений при этом решения сводились к формуле (2.1), где для гидродинамически совершенных скважин:

                                                                                                         ( 2.17)

                                                                                                          ( 2.18)

     где h - толщина пласта.

      Одновременно, уже с самого начала применения на практике двучленной формулы  было известно, что результаты не подчиняются  формуле (2.1). Для  их обработки Ю.П. Коротаевым еще в 1956 году была предложена следующая формула:

                                                                                                        (2.19)

     где C - коэффициент, учитывающий начальное дополнительное сопротивление, вызванное в том числе и наличием жидкости на забое газовой скважины, уходящей в пласт при ее остановке, и другими факторами.

     2.3 Обработка индикаторных  линий с учетом

     реальных  свойств газа

        Для обработки результатов исследования  газовых скважин методом установившихся  отборов используют формулы, полученные  для идеального газа. При высоких  пластовых давлениях и больших  депрессиях это приводит к  искажению вида индикаторных  линий, неправильной их интерпретации  и к неточному  определению  параметров пласта.

        При высоких абсолютно пластовых давлениях и больших депрессиях следует пользоваться уравнением притока,  полученным для реальных газов:

                                                                                   (  2.20)

      ;          

          где   - приведенные вязкости при пластовой температуре и при пластовом и забойном давлениях;

     μ- вязкость газа при абсолютном давлении 0,1 МПа и пластовой температуре Т_пл.

         μ₁ - вязкость газа при давлении  p и пластовой температуре Т_пл.

        Формулу  (2.20)  можно использовать  для определения коэффициентов  А и В, представив ее в виде:

                                                                                   ( 2.21)

         На рисунке 2.4 приведены сравнительные  результаты обработки данных  испытания по формуле  (2.21) и  по формуле для идеального  газа преобразованной к виду :  
 

           При расчетах по формуле (2.21) получают заниженные значения коэффициентов  А и В; для коэффициента  А  вместо 64 получаем  57 тыс.м3/ сут, т.е. занижение на 11%, для В вместо 0,21 получаем 0,12 тыс.м3/сут., т.е. занижение на 43 %.

         На примере определим проницаемость пласта на основании исследования газовой скважины.

        Вязкость газа  , мощность пласта , среднее расстояние до соседних скважин 2δ=1000 м. Можно принять Rk= δ=500 м, приведенный радиус скважин R_пр=0,5*10^-3 м, статическое давление в остановленной скважине ρ_ст=15 МПа. Зависимость от Q приведена на рисунке 2.5.

        Зависимость между дебитом скважины  и перепадом давления имеет  вид: 

                      Или 

     По  значению коэффициента  А  определяем проницаемость пласта: 

     Во  втором примере определим, при каком  забойном давлении на газовой скважине можно получить газа.

     Пластовое   давление, вязкость газа: