Газогидродинамические исследования скважин при установившихся режимах (метод установившихся отборов)

Исследование скважин при стационарных режимах фильтрации, часто называемоес методом установившихся отборов, базируется па 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 рсмонтно-профилактических работ, как интенсификация, крепление призабойной зоны, дополнительная перфорация, замена фонтанных труб и др.

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 Р_ст. 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 итемпературы 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).

Полный цикл изменения давления во времени на одном режиме показан на рис.13.1. 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. Весь процесс снятия индикаторной линии при стационарных режимах фильтрации показан на рис.13.2.

Рис.13.1 Изменение давления прри исследовании скважины на одном режиме

Рис.13.2 Изменение давления при исследовании скважин на стационарных режимах фильтрации 1-6 - прямой ход; 1_обр- м2_обр - обратный ход.

Уравнение притока газа к забою скважины характеризующее зависимость потерь давления в пласте от дебита газа – уравнение параболы (рис.3.3, кр.1), называемой индикаторной кривой.

, (13.6)

где: Р_пл и Р_з - 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 Т_ст).

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений

, (13.7)

, (13.8)

где: l - коэффициент макрошероховатости породы;

С₁ - С₄ - коэффициенты, учитывающие несовершенство по характеру и степени вскрытия в линейной и квадратичной частях уравнения притока;

R_пр- приведённый радиус влияния скважины

Рис.13.3 Индикаторные диаграммы в координатах: 1 - _{; 2 -}

ЗависимостьотQ не линейна (рис.13.3, кр. 1), поэтому её линеаризуют путем деления на Q. Т.о. по результатам испытания для каждого режима вычисляют , полученные значения наносят на график (рис.13.3, кр.2), через нанесённые точки проводят прямую. Значения коэффициентаa 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.

Влияние изменения свойств газа и пористой среды от давления на коэффициенты фильтрационных сопротивлений (форму индикаторной кривой)

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.

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.13.4, кр.3).

Поэтому при переменных µ и z от давления формула притока (13.6) не поддаётся обработке для определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений.

Рис.13.4 Качественный вид индикаторных диаграмм в зависимости от факторов влияния: 1 – стандартная; 2 – очищение призабойной зоны; 3 – реальные свойства газа, скапливание жидкости или породы на забое, неполное восстановление пластового и забойного давлений, 4 – многопластовая залежь.

Изменение температуры не пропорционально изменению депрессии, а намного меньше. В связи с этим, влияние изменения давления и температуры от режима к режиму на µ 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 - Р_пл>12 – 14 МПа, отношение .

Изменения проницаемости коллекторов необходимо учитывать при фильтрации газа в глубокозалегающих залежах и создании значительных депрессий на пласт, а также при наличии трещиноватости. фициент 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 т.к. 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 Т.о. индикаторная кривая вогнута к оси (рис.13.4, кр.3).

Увеличение депрессии ведет к разрушению пород и образованию пробок, но в тоже 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. Коэффициенты а и b также увеличиваются и индикаторная кривая будет более крутой, чем при неизменных а и b. В координатах отQ вместо прямой будет кривая, выпуклая к оси дебитов (рис.13.4, 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.

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. По мере уменьшения высоты пробки с ростом депрессии происходит снижение величин а и b . Это приводит к искажению индикаторной кривой. В координатах отQ вместо прямой будет кривая, вогнутая к оси дебитов (рис.13.4, кр.2).