Разработка газовых и газоконденсатных месторождений (стр. 6 )

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 рст. 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 д ебита непрерыв но регистриру ется и получ енное давление используется для определ ения парам етров пласта.

После проведения соответствующих замеров давления на забое, на устье (в фонтанных трубах), в затрубном и межтрубном пространствах и температуры 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).

Исследование скважин проводится не ме нее чем на 5—6 р еж имах прямого и 2-3 режимах обрат ного хода. На всех р ежимах н еобходимо соблюдать условия, выполненны е на пер вом р ежиме, и провести а налогич ные замеры давления, температуры, дебита газа, жидкости и твердых частиц.

Для точного определения дебита газа и измерения количества и состава жидкости, твердых частиц, выносимых в процессе испытания на различных режимах, перед прибором устанавливается породоуловитель или сепараторы, конструкции которых выбирают с учетом условий работы скважины. При наличии жидкости в потоке газа желательно, чтобы один из режимов обратного хода был с наименьшим дебитом. Такой контрольный режим позволяет определить наличие жидкости на забое, вынос которой был затруднен при прямом ходе в начале испытания скважины заданной конструкции.

При наличии пакера в затрубном пространстве и значительного количества влаги в потоке газа определение забойного давления по давлению на устье приводит к существенным погрешностям. В этом случае следует пользоваться глубинным манометром с местной или дистанционной регистрацией забойного давления нa различных режимах. Для сравнительно сухого газа и скважины с чистым забоем забойное давление можно определить расчетным путем. При наличии значительного количества влаги в продукции забойное давление по замерам на устье скважины в фонтанных трубах определяется приблизительно с использованием соответствующих коэффициентов сопротивления с учетом количества влаги в добываемом газе.

Если скважина перед началом испытания работала, то следует ее закрывать для восстановления давления до рст, затем измерить давление и температуру с целью определения пластового давления. При наличии возможности образования столба жидкости на забое необходимо пользоваться глубинным манометром. При испытании газоконденсатных скважин для определения количества конденсата на различных режимах желательно использовать двухступенчатую сепарацию газа. Такая работа выполняется при помощи передвижных установок, если исследуемая скважина нс подключена к промысловому пункту подготовки газа.

4. Для контроля за качеством получаемых данных в процессе испытания проводят первичную их обработку непосредственно на скважине. При значительном разбросе точек или аномальном виде индикаторной кривой испытания повторяют.

3.2.3. Способы обработки индикаторной кривой

Уравнение притока. Уравнение притока газа к забою скважины

Δ р2= р2пл – р2з =аQ+bQ2,        (3.1)

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

В уравнении (3.1) рпл и рз - 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 Тст).

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений

;        (3.2)

,        (3.3)

где l - коэффициент макрошероховатости породы; С1 - С4 - коэффициенты, учитывающие несовершенство по характеру  и степени вскрытия в линейной и квадратичной частях уравнения притока; Rпр - приведённый радиус влияния скважины

;        (3.4)

Rσ - среднеарифметическое от расстояний до соседних скважин; Qс - дебит скважины; Qσ - cуммарный дебит соседних скважин.

3.2.3.1. Обработка при установившихся режимах

Линеаризация уравнения притока и определение коэффициентов.  Зависимость Δр2пл  от  Q  не линейна (рис.3.3, кр. 1), поэтому её линеаризуют путем деления на Q. Таким образом, по результатам испытания для каждого режима вычисляют Δр2пз / Q, полученные значения наносят на график (рис.3.3, кр.2), через нанесённые точки проводят прямую. Значения коэффициента a 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.

3.2.3.2. Исследование скважин с длительным периодом

стабилизации забойного давления и дебита

Области применения и виды методов. Как следует из названия метода установившихся отборов, обязательным условием для него служит полная стабилизация давления и дебита на каждом режиме. Это условие достаточно быстро (от нескольких минут до нескольких часов на каждом режиме) выполняется на высокопродуктивных пластах. В случае пластов с низкой продуктивной характеристикой достижение полной стабилизации забойного давления и дебита на каждом режиме и восстановление давления между режимами увеличивает  до месяца и более продолжительность  испытаний скважин. Поэтому для скважин, вскрывших низкопродуктивные пласты, разработаны модификации метода установившихся отборов, позволяющие существенно сократить продолжительность их испытаний. К числу таких методов относятся: изохронный, экспресс-метод, ускоренно-изохронный и монотонно-ступенчатого изменения дебита.

Изохронный  метод. При каждом режиме скважина эксплуатируется одно и тоже время tp.. Ориентировочно величину данного времени (в часах) можно определить из формулы 

  fo ≥ 3,        (3.10)

где fo=κtр/rc2 – число Фурье; κ=kpпл/(mμ) – коэффициент пьезопроводности (см2/с);  rc - радиус скважины в см; μ - вязкость в СПз; k - проницаемость в мкм2; pпл – пластовое давление в ата.

Методика проведения.  После закрытия скважины при переходе на другой режим выдерживают время, необходимое для установления первоначального статического давления. Характерный вид стабилизации и восстановления давления при испытаниях скважины изохронным методом показан на рис.3.4.

Как видно из рисунка, после пуска скважины в работу на каждом режиме происходит неполная  стабилизация с одинаковым временем tp.=const, с полным восстановлением  до статического давления рст после каждого режима.

Обрабатывают полученную индикаторную кривую изложенным выше стандартным методом по формуле

.

По полученному коэффициенту b находят значение коэффициента а, характерного для  установившегося процесса. Для этого на одном из средних режимов скважину подключают к газопроводу до полной стабилизации забойного давления (рз. уст) и дебита Qуст

.

Если перед началом исследования скважина работала длительное время, то в качестве рз. уст и Qуст можно использовать соответствующие параметры  данного режима.

Достоинства метода. По сравнению с методом установившихся отборов исследование скважин изохронным методом позволяет за счет сокращения продолжительности работы на режимах практически в два раза уменьшить общее время, требуемое для испытания таких скважин.

Недостатки метода. Необходимость восстановления давления до рст между режимами, требующего практически столько же времени, сколько и при полной стабилизации давления и дебита на режимах, в некоторых случаях снижает эффективность применения изохронного метода.

Ускоренно-изохронный метод. Если полное восстановление давления между режимами требует больших затрат времени, то следует применять модификацию изохронного метода — ускоренно-изохронный метод. Сущность ускоренно-изохронного метода заключается в следующем.

Исследования на каждом режиме проводятся так же, как и в изохронном методе, с одинаковым временем работы tp. При переходе на другой режим скважину закрывают и выдерживают не до полного восстановления давления рст, а до некоторой величины русл (рис.3.4). Минимальное значение русл определяется из КВД, построенной в координатах рз – t, и соответствует точкам прекращения интенсивного роста давления.

Результаты исследования обрабатываются по формуле

.        (3.12)

Экспресс-метод. Данный метод применяется, если остановка скважин при смене режимов для восстановления давления до статического приводит к длительному их простою