Газогидродинамические методы исследования газовых скважин при стационарных режимах фильтрации

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

На тему: Газогидродинамические методы исследования газовых скважин при стационарных режимах фильтрации

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

.         ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ КУРСОВОЙ РАБОТЫ

. КРАТКАЯ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА КОЛЛЕКТОРОВ И ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ ЯМБУРГСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

.1 Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза

.2 Тектоника

.3 Cеноманская залежь

.4 Неокомские залежи

. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ЯМБУРГСКОГО ГКМ

.1 Сеноманская залежь.

.2 Неокомские залежи

. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ

. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ

. ДВУЧЛЕННАЯ ФОРМУЛА ПРИТОКА

.1 Фильтрация по двучленному закону

.2 Приток газа к несовершенным скважинам при двучленном законе фильтрации

. МЕТОДИКА ОБРАБОТКИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ

.1. Определение давлений и расхода газа

.2. Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В

. ПРИМЕР РАСЧЁТА КОЭФФИЦИЕНТОВ А И В ПО ДАННЫМ ИССЛЕДОВАНИЙ ПРОВЕДEННЫХ НА ЯМБУРГСКОМ ГКМ

.1 Расчёт некоторых параметров по коэффициентам А и В

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ

 

ВВЕДЕНИЕ

Рациональная система разработки Ямбургского газаконденсатного месторождения находится в прямой зависимости от объема информации, получаемой от каждой скважины, т.е. от степени изученности продуктивного пласта.

Одним из важнейших источников получения информации о продуктивном пласте являются газодинамические методы исследования пластов и скважин на установившихся режимах.

Структура капитальных затрат показывает, что одним из основных факторов является число скважин, установленные проектом разработки. Число скважин зависит от правильности установленного технологического режима эксплуатации.

Правильность выбора технологического режима зависит от количества и достоверности исходной информации, полученной в результате газодинамических исследований. Точность и количество этой информации зависит от стадии освоения месторождения и надежности имеющихся методов определения параметров.

Качество проведенных газодинамических исследований на стационарных режимах необходимо для определения запасов газа, проектирования разработки месторождения, оценки эффективности работ по интенсификации и контроля за разработкой и эксплуатацией.

1. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ КУРСОВОГО ПРОЕКТА

Целью выполнения данного курсового проекта является освоение теории газогидродинамических методов исследования скважин и практическое решение задач при стационарных режимах фильтрации.

Исследование скважин проводят в процессе разведки, опытной и промышленной эксплуатации с целью получения исходных данных для определения запасов газа, проектирования разработки месторождений, обустройства промысла, установления технологического режима работы скважин, обеспечивающего их эксплуатацию при оптимальных условиях без осложнений и аварий, оценки эффективности работ по интенсификации и контроля за разработкой и эксплуатацией .

Исследование пластов и скважин осуществляется гидродинамическими и геофизическими методами. Ряд параметров пласта определяют по кернам. При комплексном применении все эти методы взаимно дополняют друг друга. Параметры пласта, определяемые при помощи геофизических методов и данных кернов, характеризуют участок пласта, непосредственно прилегающий к стволу скважины, и дают возможность представить их послойное распределение по мощности пласта. При помощи гидродинамических методов находят, как правило, средние параметры призабойной зоны и более удаленных участков пласта.

Гидродинамические методы исследования включают изучение условий движения газа в пласте и стволе скважины.

Гидродинамические методы определения параметров пласта основаны на решении так называемых обратных задач гидрогазодинамики и подразделяются на исследования при стационарных и нестационарных режимах фильтрации.

Методы исследования скважин могут быть подразделены на следующие виды:

. Испытания в условиях стационарной фильтрации газа при различных режимах работы скважины;

. Испытания в условиях нестационарной фильтрации газа, которые в свою очередь состоят из обработки:

а) кривых восстановления давления во время остановки скважины;

б) кривых перераспределения дебита газа при постоянном давлении на забое или устье;

в) кривых перераспределения забойного давления при постоянном дебите газа.

Содержание и объем исследовательских работ зависят от назначения геолого-технических условий.

По своему назначению испытания газовых скважин подразделяются на следующие:

. Первичные исследования проводятся на разведочных скважинах после окончания бурения. Их назначение состоит в выявлении добываемых возможностей скважины, т. е. максимально допустимого дебита, который может быть получен, исходя из геолого-технических условий, оценки параметров пласта и установлении первоначальных рабочих дебитов для опытной эксплуатации;

. Текущие исследования применяют для установления и уточнения технологического режима работы и текущей проверки параметров призабойной зоны пласта и скважины (один раз в год или чаще, в зависимости от условий работы скважин);

. Контрольные исследования осуществляются периодически с целью проверки качества текущих исследований, определения параметров пласта для составления проекта разработки и анализа разработки месторождения;

. Специальные исследования проводятся перед остановкой скважины на ремонт или выходе из ремонта, перед консервацией скважины и при расконсервации, до и после работ по интенсификации притока газа.

2. КРАТКАЯ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА КОЛЛЕКТОРОВ И ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ ЯМБУРГСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза

разрез газ фильтрация скважина

На Ямбургском месторождении максимальная толщина осадочных пород, вскрытая скважиной № 113, достигает 3650 м и представлена отложениями меловой, палеогеновой и четвертичной систем. Породы до юрского фундамента скважинами не вскрыты, предполагаемая глубина их залегания составляет 6...7 км. Охарактеризованность керновым материалом неравномерна.

В нижнемеловых отложениях выделяются: мегионская, вартовская свиты в составе нижнего отдела, покурская, кузнецовская, березовская и ганькинская в составе верхнего отдела.

Отложения полиогеновой системы подразделяются на тибейсалинскую (палеоцен) и люлинворскую (эоцен) свиты.

На размытой поверхности палеогеновых отложений залегают отложения четвертичной системы и представлены песками, глинами, супесями с суглинками. Породы содержат включения растительных остатков.

2.2 Тектоника

Ямбургское газоконденсатное месторождение приурочено к крупному Ямбургскому мегавалу, в пределах которого выделяются Ямбургское куполовидное поднятие и харвутинский вал. Строение Ямбургского куполовидного поднятия изучено по опорным отражающим горизонтам и данным бурения. По кровле отражающего горизонта (верхняя юра) Ямбургское поднятие имеет субширотное простирание на западе и оконтуривается сейсмоизогипсой минус 4100 м, а на востоке северо-восточное простирание.

Размеры поднятия 55 х 47 км амплитуда около 300 м. Оно осложнено двумя локальными поднятиями - Ямбургским и Анерьяхским. Южнее и восточнее Ямбургского куполовидного поднятия расположены Южно-Ямбургское и Восточно-Ямбургское локальные поднятия, отделённые от него небольшими прогибами.

2.3 Cеноманская залежь

Сеноманская залежь газа контролируется природным фактором - наличием высоко амплитудной ловушки, перекрытой мощной (500..800 м) толщей турон-датских глин, которая служит надежной покрышкой залежи. Залежь подстилается пластовой водой по всей площади ее распространения и является субмассивной. Литологический резервуар представлен сложным неравномерным переслаиванием песчаных, алевритовых и глинистых пород, со значительным преобладанием коллекторов. Песчано-алевритовые породы в газонасыщенной части сеноманской продуктивной толщи составляют 41,9...85,3 %.

Толщины проницаемых пород колеблются от 0,4 до 18,8 м; глинистых - от 0,4 до 31,4 м. Коллекторами газа являются пески, песчаники, крупнозернистые алевролиты. Наибольшее распространение имеют крупнозернистые разности алевролитов. Для песчано-алевролитовых пород характерна самая разнообразная слоистость, отсортированность пород средняя. По гранулометрическому составу в коллекторах преобладают мелко-псамитовая и крупноалевритовая фракции. Содержание обломочного материала в коллекторах изменяется от 60 до 95 %. По составу обломочный материал, в основном, представлен аркозовыми разностями, реже присутствуют полевошпато-кварцевые. В целом породообразующие минералы представлены кварцем (40 %), полевыми шпатами (25...45 %), слюдой (до 10 %), обломками других пород (5...10%).

Средневзвешенная по толщине пористость изменяется от 23 до 33 %. Коэффициент газонасыщенности 0,74. Среднее значение проницаемости 569,3×10-3 мкм2.

По химическому составу газ сеномана аналогичен газу сеноманских залежей других месторождений севера Западной Сибири. Газ сухой, метановый (метан - 93,4...99,2 %). Содержание гомологов метана 0,1...0,2 %. Конденсата не обнаружено. Сероводород отсутствует. Содержание примесей: азот - 0,41...2,26 %; углекислый газ - 0,04...1,17 %; аргон - 0,01...0,03 %; гелий - 0,08...0,019 %; водород - 0,27 %. Относительная плотность газа по воздуху - 0,562. Среднее значение теплотворной способности - 7898 ккал на куб. м. Среднекритическое давление - 4,63 МПа. Среднекритическая температура - 190,49 К.

2.4 Неокомские залежи

В нижнемеловом разрезе ЯГКМ установлена газоносность 15 продуктивных пластов, образующих 23 залежи. В баррем-готтеривской части разреза 8 пластов, в валанжинской 7 пластов, залегающих на глубине 2525...3317 м. Почти все залежи частично или полностью экранированные, с краевыми водами. Продуктивные отложения характеризуются сложным геологическим строением, значительной фациальной изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств, как по площади, так и по разрезу и развитием отдельных литологически ограниченных ловушек. Проектом разработки выделено два эксплуатационных объекта.

Для первого объекта коэффициент абсолютной проницаемости изменяется от 3,2.10-3 до 132,7.10-3 мкм2 , коэффициент открытой пористости от 4,7 до 17,0 %. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 3,4 до 34,2 м.

Для II объекта коэффициенты абсолютной проницаемости, открытой пористости и эффективная газоносная толщина равны, соответственно, 0,64× 10-3...372,5×10-3 мкм2. ; 3,23...13,85 % ; 1,2...64,8 м. По II объекту отмечено чередование полосообразных зон с повышенным (район скважин 112 -118, 105-101 и 112-135) и пониженным значением эффективных газонасыщенных толщин.

Пористость коллекторов продуктивных пластов колеблется в пределах 6,8...15,9 %, проницаемость от 0,01×10-2 до 14,1×10-2 мкм2. Начальные пластовые давления составляют по пласту БУ31 - 33,14 МПа. Средние пластовые температуры изменяются от 71 0С в кровле комплекса до 90 0С в его подошвенной части.

Нижнемеловые продуктивные пласты представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Покрышками служат пласты глин, имеющие на геофизических кривых все характерные для глин признаки. Отмечается тенденция улучшения коллекторских свойств вверх по разрезу.

Результатами газогидродинамических исследований скважин, вскрывших нижнемеловые продуктивные отложения, установлены:

значительная неоднородность фильтрационных параметров продуктивных пластов как по площади, так и по разрезу;

относительно низкая продуктивная характеристика большинства вскрытых объектов (рабочие дебиты при исследовании не превышали 60.. .80 тыс. куб. м/сут. ).

Для залежей I объекта пластовые давления составляют 26,26...27,42 МПа, пластовая температура 76...80 0С, глубина залегания 2710...3317 м.

Продуктивная характеристика скважин изменяется как по разрезу нижнемелового продуктивного комплекса, так и по площади газоносности в пределах отдельных залежей, изменяясь к их своду.

По данным бурения скважин выделена резкая литографическая изменчивость пластов в периферийных северных и южных участках структуры месторождения, где получены незначительные дебиты газа (30...40 тыс. куб. м) при высоких депрессиях на пласт. При исследовании разведочных скважин дебиты газа изменялись от десятков до сотен тысяч кубических метров в сутки при депрессиях на пласт до 20 МПа и более. Максимальный дебит газа (768 тыс. куб. м/сут.) получен в скважине № 1 при исследовании пласта БУ 7 при депрессии на пласт 5,95 МПа, в остальных скважинах рабочие дебиты при исследовании составляли 200...400 тыс. м куб./сут при депрессии на пласт 15...20 МПа.

Абсолютно свободный дебит газа колеблется от нескольких десятков до 600 тыс. куб. м/сут.

Газ глубоких продуктивных горизонтов отличается от состава газа сеноманских отложений. Для него характерен следующий химический состав (в объемных процентах): метан 88,64...93,59 %, этан 1,32....4,85 %, пропан 0,22...2,66 %, бутан 0,05...1,48 %, пентан 0,08...0,55 %. Содержание азота 0,36...2,45 %, углекислого газа 0,04...2,4 %. Содержание инертных газов (гелия, аргона) в сумме не превышает 0,05 %, водорода 0,01...0,02 %. Относительный удельный вес газа 0,60...0,65. Низшая теплотворная способность изменяется от 8520 до 7420 Дж.

Начальное содержание в пластовом газе гептана и вышекипящих (в расчете на 1 куб. м газа сепарации) изменяется от 140 до 167 г/м3.

 

3. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ЯМБУРГСКОГО ГКМ

По состоянию на 1.01.2001 г. на Ямбургском месторождении работали 8 УКПГ и 2 УППГ, фонд действующих скважин составлял 851 единицу.

3.1 Сеноманская залежь

Суммарный отбор из сеноманской залежи в 1999 году составил 164 млрд м3 газа, с начала разработки отобрано 1927,5 млрд.м3 или 35.3% от начально утвержденных запасов. Начальные и текущие запасы представлены в таблице № 3.1

Таблица № 3.1

Месторождение, площадь	Начальные запасы С1, млрд.м3	Отбор газа 1.01.2001	Текущие запасы газа млрд.м3	% отбора от запасов	Темп отбора газа в 1999 г.
Ямбургское (сеноман)	5451	1927,5	3523,5	35,3	3.00

Месторождение вступает в период перехода с постоянной на падающую добычу. Проектом разработки предусматривается компенсация падающей с 2002 года добычи по основной части залежи за счет подключения в работу дополнительных скважин на Анерьяхинском и Харвутинском участках. В период постоянной добычи, начиная с 1991 года начальным проектом разработки предусматривался уровень годовых отборов 185млрд. м3. Максимальный годовой обор был достигнут в 1994 году и составил 174млрд.м3.

По состоянию на 1.01.2000 года на сеноманской залежи ЯГКМ работали 7 УКПГ и 1 УППГ. Фонд действующих скважин составлял 700 единиц, 22 скважины находились в бездействии и капремонте. В конце года на УКПГ-4 с целью «сгущения» сетки и вовлечения в разработку дополнительных дренируемых запасов были запущены в эксплуатацию 15 новых скважин. Кроме того на УКПГ-7 в настоящее время проводится бурение и освоение еще 32 скважин. На данном этапе разработки дренируется вся площадь сеноманской залежи кроме самых северных и южных участков.

Анализ дренируемых запасов показывает, что наименее дренируемые запасы находятся в зонах УКПГ-4,7,8 и составляют соответственно 208, 445 и 68 млрд.м3 газа

В будущем вовлечение в разработку новых скважин позволит снизить объемы перетоков из этих зон в центральные зоны месторождения.

Средние пластовые давления по зонам УКПГ снизились с начала разработки практически в 2 раза и по зонам УКПГ, где работают первые очереди ДКС, составляют от 52,9 до 54,6 ата. В зонах УКПГ-4,7,8 пластовые давления составляют соответственно 64,4; 68,9 и 86,9 ата. Темп падения пластового давления по всем зонам УКПГ стабилизировался и за последний год составляет от 4,3 до 4,8 ата. Представленная карта изобар на 1.01.2000 года показывает, что зона, из которой отбирается максимальное количество газа, контролируется изобарой 65ата. Контроль за изменением пластового давления в эксплуатационной зоне ведется по всему фонду не реже 2-х раз в год. Для контроля в периферийной части пробурены одиночные наблюдательные, а также ряд пьезометрических скважин. Пластовые давления замеряются также и в ряде разведочных скважин.

Итак, месторождение по сеноманским отложениям находится в фазе активного пластового водопроявления, основной причиной которого является некачественное обсаживание эксплуатационных колонн. В свете интенсивного подъема ГВК в последнее время особое значение приобретает правильное регулирование оптимальных отборов по кустам в технологических режимах, качественное проведение капитальных ремонтов скважин. В случае невозможности проведения водоизоляционных работ одновременно на большом количестве проблемных скважин в целях избегания полной обводненности и остановок скважин, депрессии и скорости потока в скважинах должны обеспечивать вынос пластовой воды. С другой стороны технологические режимы работы скважин должны обеспечивать безгидратную работу шлейфов, уменьшение перерасхода метанола, безаварийную эксплуатацию устьевых обвязок. Еще более важное значение установление технологических режимов приобретает для скважин и кустов, не подтвержденных на сегодняшний день пластовым водопроявлениям, в свете прогноза подъема ГВК, анализа возможного попадания в ближайшем будущем в интервалы «суперколлектора», некачественного цементажа.

Таким образом, месторождение вступает в период, когда без надлежащего финансирования любые проектные отборы даже 2000 - 2002 года будут труднодостижимы, и связано это не только с отсутствием средств на расширение Харвутинского участка и ввода Анерьяхинского участка, но и отставанием ввода вторых очередей ДКС, возможным выбытием из действующего фонда «старых» скважин.

Основные показатели разработки по УКПГ-1 с 1988 по 2000 год

Год	Текущие запасы газа, млрд. м3	Добыча газа с начала разра-ботки, млрд. м3	Отобрано с начала разра-ботки, %	Годовая добыча, млрд. м3	Деп-рессия МПа	Мощность ДКС, МВт	Vзаб, м/с	Qср, тыс. м3/сут	Вторжение воды, млн. м3	Подъем ГВК, м	Обводне-ние залежи, %	Пластовое давление, атм.	Устьевое давление, атм.
1988	583	64,5	11,06	33,5	0,27	0	7,3	1500	4	0,1	0,1	108,8	91,6
1989	554	96,229	16,5	32,67	0,28	0	7,2	1030	9	0,3	0,3	106,2	91,0	526	129,18	22,0	32,95	0,21	0	7,2	1050	17	0,5	0,5	99,3	83,9
1991	498	161,0	27,6	32,93	0,22	0	7,4	1028	37	0,8	0,7	93,8	79,2
1992	426	194,0	33,2	31,9	0,24	0	7,3	1031	53	1,2	1,1	87,6	73,7
1993	401	223,7	38,4	29,7	0,23	0	7,2	916	76	1,8	1,6	83,3	69,9
1994	375	252,6	43,33	28,9	0,22	9,3	7,3	726,0	94	2,3	2,1	79,3	66,0
1995	278,2	47,72	25,6	0,23	17,2	7,8	731,0	118	2,9	2,6	75,3	62,5
1996	328	305,1	52,33	26,9	0,24	26,2	8,4	713,0	144	3,5	3,2	70,8	58,1
1997	302	333,1	57,13	28,0	0,26	36,6	9,1	694,0	172	4,2	3,8	66,0	53,1
1998	276	361,1	61,93	28,0	0,28	48,8	9,9	677,0	203	5,0	4,5	61,1	47,9
1999	252	389,1	66,74	28,0	0,31	63,3	10,9	652,0	236	5,8	5,2	56,5	43,0
2000	232	71,11	25,5	0,34	81,2	12,1	628,0	270	6,6	5,9	52,7	40,8

3.2 Неокомские залежи

Разработка неокомских залежей началась в 1991 году пуском в эксплуатацию УКПГ-1В. Начальные запасы газа и извлекаемые запасы конденсата по категории С1 , принятые в 1995 году ГКЗ, составляли соответственно 1015 млрд.м3 газа и 107 млн.тонн конденсата. Более полное геологическое изучение, бурение разведочных и эксплуатационных скважин на сегодняшний день показывает, что они были несколько завышенными и при последующих пересчетах по газу составляли от 809 до 820 млрд.м3 газа.

Суммарный отбор сухого газа из неокомских отложений за 1999 год составил 11,99 млрд.м3 , стабильного конденсата 948 тыс.тонн. С начала разработки из пластов отобрано 67,8 млрд.м3 сухого газа и 5,8млн.тонн конденсата, что составляет соответственно 8,4% и 5,4% от начальных утвержденных запасов. Темп отбора в 1999 году несколько увеличился и составил соответственно 1,5% по газу и 0,9% по стабильному конденсату.

По состоянию на 1.01.2001г. общий фонд пробуренных на неокомские отложения скважин, составляет 317 единиц. Действующий фонд на конец года составил 151 скважину, в бездействии находятся 42 скважины, фонд наблюдательных и поглощающих скважин составляет 18 единиц, в консервации и в ожидании подключения в шлейф находятся 106 скважин, 64 скважины находятся на балансе бурового предприятия «Тюменбургаз».

В районе УППГ-3В работают 89 скважин (44 на I-й объект и 45 скважин на II-й объект). Данный фонд позволяет в данное время добывать около 34-34,5 млн.м3/сут. газа и около 4,5 тыс.тонн нестабильного конденсата. В данное время новое эксплуатационное бурение на Ямбургском месторождении не ведется. Для выхода на проектные отборы 14,5 млрд.м3/год в проекте разработки на 2000 год предусмотрен ввод в эксплуатацию УППГ-2В. В настоящее время происходит освоение ранее пробуренных скважин. К сожалению недостаточное финансирование строящихся объектов также ставит под сомнение возможность достижения отборов, запланированных на 2000 год. Для последующего поддержания постоянных отборов, с учетом падения потенциального содержания конденсата, падения пластового давления на «старом» фонде скважин проектом разработки рекомендуется вариант с добуриванием 150 дополнительных скважин, в том числе 97 скважин с субгоризонтальными забоями. Также в ближайшие годы кроме доведения эксплуатационного фонда до 509 единиц потребуется ввод ДКС-1В, МПК-1В-2В, второй нитки конденсатопровода Ямбург-Уренгой.

Анализ дренируемых запасов во времени, показывает, что на сегодня задренированно лишь около 40% запасов, хотя за последний год они увеличились на 35 млрд.м3 (в основном за счет УППГ-3В).

Таким образом, в настоящее время разработка нижнемеловых залежей осложнена высоким темпом пластового давления, большим количеством простаивающих скважин, обводнением скважин, межпластовыми перетоками.

4. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ

Стандартные исследования газовых скважин проводят с целью определения следующих параметров:

. Геометрические характеристики залежи, в частности общие размеры газоносного резервуара, изменение общей и эффективной мощности пласта по площади и разрезу, границы газоносной залежи, размеры экранов и непроницаемых включений, положение газо-водяного контакта и его изменение в процессе разработки;

. Коллекторские и фильтрационные свойства пласта (пористость, проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, сжимаемость пласта, газонасыщенность, пластовые, забойные и устьевые давления и температуры), их изменение по площади и разрезу пласта, а также по стволу газовой скважины;

. Физико-химические свойства газа и жидкостей (вязкость, плотность, коэффициент сжимаемости, влажность газа), условия образования гидратов и их изменение в процессе разработки залежи;

. Гидродинамические и термодинамические условия в стволе скважины в процессе эксплуатации;

. Изменение фазовых состояний при движении газа в пласте, стволе скважины и по наземным сооружениям в процессе разработки залежи;

. Условия скопления и выноса жидкости и твердых примесей из забоя скважины, эффективность их отделения;

. Технологический режим работы скважин при наличии различных факторов, таких, как возможность разрушения призабойной зоны пласта, наличие подошвенной воды, влияние температуры продуктивного пласта

5. 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.

. 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. 5.1).

. 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.

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

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

6.       Строят графики зависимости (Рпл2 - Рс2)/Q от Q. По графикам определяют коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В.

Рис. 5.1. Схема расположения оборудования и приборов при испытании диафрагменным измерителем критического течения:

- диафрагменный измеритель; 2 - породоуловитель; 3 -6 - манометры.

При исследовании составляют программу, учитывающую особенности данной скважины и конкретного месторождения.

Для измерения давлений используют образцовые или контрольные манометры класса точности 0,2 или 0,4. Перед исследованием скважин и после него манометры необходимо тарировать на грузовом прессе.

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

6. ДВУЧЛЕННАЯ ФОРМУЛА ПРИТОКА

Особенности движения газов и газоконденсатных смесей в пористых средах (по сравнению с движением жидкостей) обусловлены в основном отличием их физических свойств. Известно, что если скорость фильтрации пропорциональна градиенту давления, то движение в пласте описывается законом Дарси.

В настоящее время установлено, что фильтрация газа, как правило, не подчиняется закону Дарси. При движении газов эффект увеличения скорости фильтрации в призабойной зоне усиливается из-за расширения газа, происходящего при значительном снижении давления на забое скважины. При этом линейная зависимость между скоростью и перепадом давления нарушается.

В результате многочисленных экспериментов различных авторов был получен двучленный закон фильтрации.

 

6.1 Фильтрация по двучленному закону

Двучленный закон для плоскорадиальной фильтрации имеет вид

, (6.1)

Выразим скорость фильтрации через массовый расход

 (6.2)

и подставим в формулу (6.1):

. (6.3)

Разделив переменные и введя функцию Лейбензона

, (6.4)

получим:

. (6.5)

Интегрируя последнее уравнение в пределах от rс до Rк, от Рс до Рк получим:

. (6.6)

Переходя от функции Лейбензона к давлению по формуле

 (6.7)

для совершенного газа найдем уравнение притока к скважине:

, (6.8)

где

, (6.9)

. (6.10)

Здесь А и В - коэффициенты фильтрационных сопротивлений, постоянные для данной скважины. Они определяются опытным путем по данным исследования скважины при установившихся режимах.

Уравнение притока реального газа к скважине по двучленному закону фильтрации имеет вид

. (6.11)

 

6.2 Приток газа к несовершенным скважинам при двучленном законе фильтрации

Рис. 6.1. Схема притока газа к несовершенной по степени и характеру вскрытия скважине

Для несовершенной скважины (рис. 6.1) коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В принимают вид:

, (6.12)

. (6.13)

 и  - коэффициенты, характеризующие несовершенство скважины по степени вскрытия.

, (6.14)

Обе последние формулы - приближенные, они имеют место при значениях b>>R1.

 и  - коэффициенты, учитывающие несовершенство скважины по характеру вскрытия.

 определяется по графикам В. И. Щурова.

Для  предлагается приближенная формула

, (6.16)

N - суммарное число перфорационных отверстий,

 - глубина проникновения перфорационной пули в пласт.

7. МЕТОДИКА ОБРАБОТКИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ

 

7.1 Определение давлений и расхода газа

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

. (7.1)

 - давление на забое, МПа;

 - давление неподвижного столба на устье, МПа.

, (7.2)

 - 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

, (7.3)

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

 - расход газа, м3/с;

. (7.4)

 - определяется по справочникам как функция числа Рейнольдса и относительной шероховатости труб, диапазон изменения =0,014 - 0,025;

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

 - внутренний диаметр фонтанных труб, м.

При движении газа по кольцевому пространству в формуле (7.3 ) следует использовать эквивалентный диаметр, который можно определить из условия равенства площади кольцевого сечения труб площади эквивалентного круга:

, (7.5)

 - внутренний диаметр внешней трубы;

 - наружний диаметр внутренний трубы;

 - площадь сечения трубы.

При движении газа по кольцевому сечению несколько изменяется и . Учитывают это обстоятельство обычно умножением  на поправку .

Из скважины обычно 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 того как определены давления, подсчитываются расходы газа. При исследованиях скважин расход газа определяется с помощью диафрагменного измерителя критического течения ( ДИКТа ) (см.. рис. 7.1 ), измерителя некритического истечения 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. 7.1. Диафрагменный измеритель критического течения (ДИКТ)

Расход газа определяется по формуле

. (7.6)

 - давление до диафрагмы, МПа;

 - коэффициент расхода зависящий от диаметра и формы диафрагмы;

 - относительная плотность газа;

 - абсолютная температура газа до диафрагмы, К;

 - коэффициент сжимаемости газа.

Если газ, добываемый из исследуемой скважины, поступает в газопроводную систему, то его расход измеряется, как правило, диафрагменным измерителем некритического течения (метод сужения).

Перепад давления на диафрагме в основном определяют поплавковыми дифманометрами 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 точке потока. Его обычно применяют для измерения сильно засоренных или неконтролируемых потоков газа.

Температура газа при исследованиях скважин, как уже отмечалось, измеряется обычными ртутными термометрами, помещенными в струю газа в стальном кожухе.

7.2 Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений характеризуют физические свойства газа, фильтрационные свойства пористой среды и геометрические параметры фильтрации. Значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений используются, при проектировании и анализе разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений зависят :

от состава газа, фазовых переходов в процессах испытания и эксплуатации скважин, свойств газа и газоконденсатной смеси;

от законов фильтрации;

от механических, емкостных и фильтрационных свойств пористой среды, анизотропии пласта;

от продолжительности процесса испытания на отдельных режимах;

от термобарических параметров пористой среды и газа;

от конструкции скважины и степени совершенства вскрытия пласта;

от качества вскрытия продуктивного разреза, промывочного раствора и проведения ремонтно-профилактических работ в скважине;

от величины газонасыщенности (газонефтенасыщенности при наличии нефтяной оторочки) пласта и других факторов и параметров.

Все параметры, входящие в формулы для определения коэффициентов А и В (а к ним относятся: коэффициенты вязкости, сверхсжимаемости, проницаемости, макро шероховатости, плотность газа, температура, радиусы контура питания и скважины, коэффициенты несовершенства и неоднородности), зависят от давления, продолжительности испытания, насыщенности пористой среды газом и водой, наличия соседних скважин и расстояния до них, величины депрессии на пласт, условия выпадения, накопления и выноса конденсата, тепловых свойств пористой среды и т.д.

Без знания величин коэффициентов А и В невозможен прогноз дебитов скважин в процессе разработки, следовательно, и добывные возможности месторождения в целом. Поэтому определение коэффициентов А и В является одной из основных задач при подготовке месторождения к разработке. По результатам исследования скважин определяются величины коэффициентов А и В, и при проектировании разработки месторождений они считаются известными. Естественно, что каждая скважина имеет свой коэффициент фильтрационных сопротивлений. Поэтому при проектировании разработки месторождения определяются осредненные (арифметическое, или по дебитам и желательно при одинаковых депрессиях на пласт по тем скважинам, по которым осредняются эти коэффициенты) значения коэффициентов А и В.

Приток газа к скважине описывается двучленным уравнением вида

, (7.7)

А и В - коэффициенты, мало изменяющиеся во времени. Они могут быть определены аналитически, но более надежные результаты получают по данным исследования скважин. Теоретически А и В можно находить при двух режимах, однако естественный разброс точек, связанный с флуктуацией потока, требует осреднения величин и использования данных минимум четырех-пяти режимов.

Коэффициенты А и В можно найти аналитически, например с помощью метода наименьших квадратов. Удобней же графический способ. Он состоит в том, что уравнение притока представляется в следующем виде

. (7.8)

По данным исследования строится график  (рис. 7.2). Он должен быть выражен прямой, отсекающей на оси ординат отрезок, численно равный А; В - есть тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс.

Рис. 7.2. Зависимость  от

Полученая прямая линия, отсекает на оси ординат отрезок, равный А, а тангенс угла наклона равен коэффициенту В.

8. ПРИМЕР РАСЧЁТА КОЭФФИЦИЕНТОВ А И В ПО ДАННЫМ ИССЛЕДОВАНИЙ ПРОВЕДEННЫХ НА ЯМБУРГСКОМ ГКМ

Рассмотрим метод расчета коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В, на примере исследований скважин проведенных на Ямбургском ГКМ по данным исследования ООО "Ямбурггаздобыча" и сравним их.

Коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В определяются аналитически, по методу наименьших квадратов:

, (8.1)

, (8.2)

 и  - коэффициенты фильтрационного сопротивления;

- коэффициент парной корреляции;

 - число режимов.

Расчет проводится по программе (Приложение). Результаты приведены в таблице 8.1.

Таблица 8.1.

	ООО "Ямбурггаздобыча"			Графический способ			Метод наименьших квадратов
Года	1997	2000	2001	1997	2000	2001	1997	2000	2001
А, 95,70768,18963,35895,70767,65264,01795,70767,65164,017
В, 0,00230,04140,04720,00270,04290,04540,00270,04290,0454
R	----			0,1288	0,8669	0,652	0,1288	0,652	0,652

Анализ полученных результатов показывает, что погрешность их определения составляет в среднем 2 %. Такая небольшая погрешность говорит о том, что расчеты проведены правильно.

8.1 Расчёт проницаемости по коэффициентам А и В

Параметры, входящие в формулы для определения коэффициентов А и В (а к ним относятся: коэффициенты вязкости, сверхсжимаемости, проницаемости, макро шероховатости, плотность газа, температура, радиусы контура питания и скважины, коэффициенты несовершенства и неоднородности), зависят от давления, продолжительности испытания, насыщенности пористой среды газом и водой, наличия соседних скважин и расстояния до них и т.д.

Знания величин коэффициентов А и В возможен прогноз дебитов скважин в процессе разработки, следовательно, и добывные возможности месторождения в целом. Естественно, что каждая скважина имеет свой коэффициент фильтрационных сопротивлений. Поэтому при проектировании разработки месторождения определяются осредненные (арифметическое, или по дебитам и желательно при одинаковых депрессиях на пласт по тем скважинам, по которым усредняются эти коэффициенты) значения коэффициентов А и В.

Рассчитаем коэффициент проницаемости:

 (8.4)

где все величины даны в системе СИ.

Для анализа расчета проницаемости примем следующие данные.

Вязкость газа m=1*10-5 Па*с.

Осредненный коэффициент сверхсжимаемости z=0,9.

Мощность пласта h=10 м.

Радиус контура питания Rк=250 м.

Радиус скважины rс=0,1 м.

Коэффициент несовершенства скважины по степени вскрытия С1=2.

Коэффициент несовершенства скважины по характеру вскрытия С2=8.

Полученные данные приведены в таблице 8.2.

Табл. 8.2

Года	1997	2000	2001
Проницаемость k, мкм2.	6,178*10-3	8,740*10-3	9,236*10-3

Как видно из таблицы 8.2, проницаемость с годами возрастает. Из геологии нам известен интервал изменения проницаемости неокомовской залежи ( по I объекту 3,2*10-3…132,7*10-3 мкм2, по II объекту 0,64*10-3…372*10-3 мкм2), следовательно расчет проницаемости верны.

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Результаты исследований необходимы для определении запасов газа и конденсата, проектировании и анализе разработки месторождений, составлении проектов обустройства, установлении технологических режимов эксплуатации скважин, оценки эффективности геолого-технических мероприятий, проводимых на скважинах и т. д. Важнейшие источники информации о газоносностом пласте и скважинах газового месторождения - газогидродинамические методы исследования газовых и газоконденсатных скважин при стационарных и нестационарных режимах фильтрации.

Важнейшими характеристиками, определяемыми в процессе исследования скважин, являются также максимально допустимые дебиты скважины и факторы, ограничивающие эти дебиты, коэффициенты фильтрационного сопротивления в формуле притока газа к скважине, а также величины свободного и абсолютно свободного дебитов скважин, проницаемость пласта или его гидропроводность.

В ходе выполнении курсового проекта были освоены гзогидродинамические методы исследования скважин при стационарных режимах фильтрации.

Из рассмотренных примеров расчета коэффициентов фильтрационных сопротивлений и сопоставления их с фактическими, следует, что расчеты верны.

При анализе расчетных данных (коэффициентов фильтрационных сопративланий А и В), видно, что они с годами возрастают. Это ведет к увеличению проницаемости.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Геологический отчет ООО “Ямбурггаздобыча”.

2. Ширковский А. И. Разработка и эксплуатация газовых газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1987. - 309 с.

3. Ермилов О.М., Алиев З.С., Ремизов В.В., Чугунов А.С. Эксплуатация газовых скважин.- М.: Наука, 1995.- 358 с.

4. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1978. - 356 с. Авт.: И. Д. Амелин, Р. С. Андриасов, Ш. К. Гиматудинов и др.

5. Басниев К. С., Кочина И. Н., Максимов В. М. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993. - 416 с.: ил.

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПРОГРАММА ДЛЯ РАСЧЕТА КОЭФФИЦИЕНТОВ А И В ПО МЕТОДУ НАИМЕНЬШИХ КВАДРАТОВ

Program; (Скважина 3148};Crt;=array[1..7]of real;=54,2;{МПа}:data=(ввод Q);:data=(ввод Pz);,KQsum,KQssum,Qsum,Qssum,a,b,r:real;,kq:data;:integer;;:=0;KQsum:=0;i:=1 to 7 do[i]:=sqr(Ppl)-sqr(Pz[i]);:=Ksum+ksi[i];;i:=1 to 7 do[i]:=ksi[i]/Q[i];:=KQsum+kq[i];;i:=1 to 7 do Qsum:=Qsum+Q[i];i:=1 to 7 do Qssum:=Qssum+sqr(Q[i]);i:=1 to 7 do KQssum:=KQssum+sqr(kq[i]);:=(KQsum*Qssum-Ksum*Qsum)/(7*Qssum-sqr(Qsum));:=(7*Ksum-KQsum*Qsum)/(7*Qssum-sqr(Qsum));:=(7*Ksum-KQsum*Qsum)/sqrt((7*KQssum-sqr(KQsum))*(7*Qssum-qr(Qsum)));('a=',a:1:5,' b=',b:1:5,' r=',r:1:5);until keypressed;.