Газогидродинамические исследования скважин

Газогидродинамические исследования - это... Что такое Газогидродинамические исследования?

Газогидродинамические исследования: пластов и скважин (a. gas-hydrodynamic investigations of seams and wells; н. gashydrodynamische Untersuchungen von Flozen und Bohrlochern; ф. etudes hudrodynamiques du gaz dans les couches et les trous de forage; и. investigaciones hidrodinamicas del gas en capas y pozos) - комплекс методов для получения информации o термобарич. и фильтрац. характеристиках газовых и газоконденсатных пластов, условиях притока газа к забою скважин и продуктивности последних. Проводятся при стационарном и нестационарном режимах фильтрации. Г. и. в первом случае осуществляются методом установившихся отборов. Пo результатам исследования строится индикаторная кривая - зависимость между дебитом скважины Q и разностью квадратов пластового и забойного давлений ∆P² = P²^пл - P²^з для разл. установившихся режимов работы скважины, характеризующая условия притока газа к скважине (рис.).

Индикаторная кривая
Испытания скважины проводятся c выпуском газа в атмосферу (на неосвоенных площадях в процессе разведки м-ния) или газопровод (при эксплуатации м-ния). Mетод позволяет определять коэфф. фильтрац. сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны пласта и конструкции забоя скважины; условия разрушения призабойной зоны, накопления и выноса твёрдых и жидких частиц c забоя скважины; устанавливать технол. режимы эксплуатации скважины и оценивать эффективность ремонтно-интенсификац. работ и др. Ha форму индикаторной кривой влияют неполная стабилизация пластового и забойного давлений, очищение или накопление на забое и в призабойной зоне скважины жидкости и твёрдых частиц, образование гидратов и др. При исследовании низкопродуктивных скважин c длит. периодом стабилизации забойного давления и дебита используют модифицир. варианты метода установившихся отборов (изохронный, экспресс-методы и др.), позволяющие значительно сократить продолжительность испытания. Г. и. при нестационарных режимах фильтрации проводятся методами восстановления давления (после остановки скважины, работающей на установившемся режиме) и стабилизации давления и дебитa (при пуске остановленной скважины в определ. режиме работы). Cущность первого метода - наблюдения за изменением забойного (устьевого) давления P и темп-ры c течением времени и построение по полученным данным кривой восстановления давления (КВД), второго - за изменением забойного (устьевого) давления, темп-ры, дебита скважины Q в результате чего строится кривая стабилизации давления (КСД). C помощью КВД и КСД определяются проводимость, пьезопроводность, пористость, проницаемость, трещиноватость, неоднородность пластов- коллекторов и др. Kривые позволяют также оценивать изменение параметров пласта в процессе работы скважины (очищение призабойной зоны и др.). Ha форму КВД влияют приток газа в скважину после её остановки, неизотермичность процесса восстановления давления, неоднородность пласта (в т.ч. тектонич. и литологич. нарушения), межпластовые перетоки и др. Te же факторы влияют на форму КСД, однако чаще искажение вызывается изменением фильтрац. характеристик призабойной зоны скважины, неоднородностью пласта по площади и мощности. Данные, полученные при Г. и., используются для подсчёта запасов газа, при составлении технол. проектов и анализе разработки м-ний, a также при планировании мероприятий по увеличению продуктивности скважин. Литература: Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин, M., 1980. З. C. Aлиев.

Газогидродинамика подземная
Газодинамические явления

Смотреть что такое "Газогидродинамические исследования" в других словарях:

газогидродинамические исследования буровой скважины — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN drillhole gas hydrodynamic research … Справочник технического переводчика
газогідродинамічні дослідження пластів і свердловин — газогидродинамические исследования пластов и скважин gashydrodynamic investigations of seams and wells *gashydrodynamische Untersuchungen von Flözen und Bohrlöchern – комплекс методів для отримання інформації про термобаричні і фільтраційні… … Гірничий енциклопедичний словник
Газпром ВНИИГАЗ — ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Тип Общество с ограниченной ответственностью Год основания 2 июня 1948 Прежние названия Всесоюзный научно исследовательский институт природных газов ВНИИГАЗ Распол … Википедия

dic.academic.ru

ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ (ГДМ) ИССЛЕДОВАНИЯ — Студопедия.Нет

ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН

Общие положения о ГДМ

Гидродинамические методы исследования основаны на решении обратных задач подземной гидромеханики. При этом используют уравнения сохранения массы и импульса в фильтрационном движении, связывающие искомые параметры пласта с непосредственно измеряемыми в процессе фильтрации газа в пласте такими, как расход, забойное и пластовое давления во времени.

Исследования газовых, газоконденсатных, нефтяных и водяных пластов и скважин ведется в процессе бурения, разведки структур, опытной и промышленной эксплуатации месторождений и подземных хранилищ.

Задачи и методы исследования газовых и

газоконденсатных пластов и скважин

Задача исследования пластов и скважин заключается в получении исходных данных для подсчета запасов газа, проектирования опытной эксплуатации, разработки, обустройства промысла, установления технологического, гидродинамического и термодинамического режима работы скважин и наземных сооружений, оценки эффективности работ по интенсификации и контроля за разработкой и эксплуатацией путем установления продуктивной характеристики скважин и параметров пласта.

Продуктивная характеристика скважины. Под продуктивной характеристикой скважины понимается совокупность следующих сведений:

1. Зависимость дебита газа от разности квадратов пластового и забойного давлений, характеризующая условия притока газа к забою скважины.

2. Значение коэффициентов фильтрационных сопротивлений и уравнение притока газа, которые используются для определения средних значений параметров призабойной зоны пласта и прогноза изменения дебита и давления во времени.

3. Зависимость дебита и забойной температуры от депрессии на пласт.

4. Зависимость дебита и устьевой температуры от давления на устье скважины.

5. Рабочие и максимально допустимые дебиты скважин, получаемые из анализа условий разрушения призабойной зоны скважины, скопления примесей на забое, образования гидратов, коррозии оборудования, подтягивания конусов воды, технических условий эксплуатации и так далее

6. Свободный и абсолютно свободный дебиты скважины.

7. Условия выноса жидкости (воды и конденсата), твердых частиц породы и степень очищения или засорения призабойной зоны скважины при различных депрессиях на пласт.

8. Зависимость изменения во времени дебита газа, температуры и давления после открытия скважины, служащая для определения периода стабилизации и параметров пласта.

9. Зависимость изменения во времени температуры и давления на забое, и на устье после закрытия скважины, используемая для определения периода нарастания пластового (статического) давления и параметров пласта.

10. Проницаемость (проводимость) призабойной и дренажной зон скважины.

11. Емкость дренажной зоны скважин (произведение эффективной мощности на пористость и газонасыщенность).

12. Неоднородность пласта (наличие зон резко ухудшенной проводимости пласта).

Классы ГДМ в зависимости от времени. Газогидродинамические методы исследования скважин делятся на исследования при установившихся (стационарных) и неустановившихся (нестационарных) режимах фильтрации. К первым относят снятие индикаторной кривой, отражающей зависимость между забойным давлением и дебитом при работе скважины на различных установившихся режимах. Ко вторым относится снятие кривой восстановления давления (КВД) после остановки, снятие кривых стабилизации давления (КСД) и дебита при пуске скважины в работу на определённом режиме (с определённым диаметром шайбы, штуцера, диафрагмы).

Подготовка скважины к газо - гидродинамическим исследованиям

Порядок подготовки. Перед испытанием скважины вышедшей из бурения, необходимо освоить её, не допуская при этом образования на забое песчано-глинистой пробки. В условиях возможного разрушения пласта и подтягивания конуса подошвенной воды создание больших депрессий на пласт не допускается. В зависимости от ожидаемого дебита необходимо выбрать такие фонтанные трубы, чтобы обеспечивался вынос потоком газа твёрдых и жидких примесей с забоя скважины. Соблюдая названные условия, продувку скважины следует осуществлять многоцикловым методом, который заключается в том, что продувка идёт при переменном (порядка 4-5 значений) диаметре шайб (штуцеров) с начало в прямом (начиная с минимального ), а потом обратном направлении. Как правило, в процессе продувки делают 2-3 цикла, затрачивая на каждый режим 30-40 мин, и осуществляя контроль за выносом примесей с помощью сепарационных установок Совпадение последующего цикла с предшествующим считается концом процесса очистки забоя, если нет других причин (например, приращение новых интервалов), влияющих на продуктивность скважины. Последнее проверяется в результате исследований глубинными дебитомером, шумомером, термометром.

studopedia.net

Газогидродинамические исследования скважин при — Студопедия.Нет

Установившихся режимах (метод установившихся отборов)

Параметры, определяемые в методе установившихся отборов

Исследование скважин при стационарных режимах фильтрации, часто называемое методом установившихся отборов, базируется на 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 ремонтно-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 и температуры в необходимых точках, дебитов газа, жидкости и количества твердых частиц скважину закрывают. Давление в скважине начинает восстанавливаться. Процесс восстановления давления до р_ст также фиксируется непрерывно, что позволяет при соответствующей обработке определить параметры пласта по КВД (кривой восстановления давления).

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.

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 р_ст, 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.

studopedia.net

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

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).

studfile.net

Газогидродинамические основы исследования скважин на газоконденсатность

Введение....................... 3

Глава 1. Современное состояние техники и технологии определения газоконденсатной характеристики залежи....................... 7

1.1. Современное состояние технологии определения газоконденсатной характеристики залежи.........................7

1.2. Данные о газоконденсатной характеристике залежи, получаемые при промысловых исследованиях на газоконденсатность..........10

1.3. Данные о газоконденсатной характеристике залежи, получаемые лабораторными исследованиями проб газа и конденсата................13

1.3.1. Составы пластовых газоконденсатных месторождений..................................................14

1.3.2. Потери конденсата в пласте..........................15

1.3.3. Коэффициент извлечения конденсата...................................20

1.4. Групповой и фракционный составы конденсата..............................22

Глава 2. Приближенные методы получения изотерм конденсации....................... 23

2.1. Приближенный метод снятия изотерм конденсации при отсутствии промысловых установок для исследования скважин на газоконденсатность.......23

2.2. О возможности приближенного учета влияния кольматации призабойной зоны пласта с целью повышения достоверности определения газоконденсатной характеристики залежи, связанной с выделением, накоплением и частичным выносом из этой зоны конденсата...................................................26

2.2.1. Приближенный учет влияния кольматации на продуктивную характеристику вертикальных газоконденсатных скважин..................29

2.2.2. Приближенный учет влияния кольматации на продуктивную характеристику горизонтальных газовых скважин, вскрывших однородные пласты.....37

2.3. Анализ научных исследований, посвященных влиянию различных факторов на достоверность газоконденсатных характеристик залежи..........50

2.4. Анализ состояния изученности влияния газогидродинамических процессов, происходящих при исследовании скважин на газоконденсатность, на достоверность определения газоконденсатной характеристики залежи..............................................57

2.5. Основные факторы, повышающие интенсивность насыщения призабойной зоны пласта выделяющимся в этой зоне конденсатом..........64

Глава 3. Изучение влияния газогидродинамических процессов выделения, накопления и частичного выноса выпавшего в призабойной зоне пласта конденсата, в результате создания депрессии на пласт, путем моделирования фрагментов газоконденсатных залежей с различными емкостными и фильтрационными свойствами и содержаниями конденсата в пластовом газе....................... 79

3.1. О необходимости учета влияния газогидродинамических процессов, происходящих в пласте, в особенности в призабойной зоне пласта, на результаты газоконденсатных исследований.................................................................82

3.2. Теоретические основы изучения процесса выделения в пласте конденсата на продолжительность стабилизации его выхода и на производительность скважины.......................................86

3.3. Создание геолого-математической модели фрагмента газоконденсатного месторождения для изучения влияния выделившегося в призабойной зоне пласта конденсата на стабильный выход конденсата и производительность вертикальной скважины................97

3.4. Изменение насыщенности призабойной зоны выпадающим конденсатом по радиусу при эксплуатации вертикальной газоконденсатной скважины.....119

3.5. Анализ результатов математических экспериментов, полученных при вскрытии фрагмента газоконденсатной залежи вертикальной скважиной.....137

3.6. Влияние порога подвижности выпавшего в призабойной зоне конденсата на продолжительность процесса стабилизации его выхода и на производительность скважины........149

Глава 4. Газогидродинамические процессы, происходящие при исследовании на газоконденсатность горизонтальных скважин....................... 160

4.1. О необходимости исследования горизонтальных скважин на газоконденсатность...................160

4.2. Создание геолого-математической модели фрагмента газоконденсатного месторождения для изучения влияния выделившегося в призабойной зоне пласта конденсата на его стабильный выход и на производительность горизонтальной скважины............162

4.3. Математические эксперименты, выполненные на моделях фрагментов газоконденсатной залежи, вскрытых горизонтальными скважинами.....166

4.4. Анализ результатов математических экспериментов по изучению влияния выделения, накопления и частичного выноса конденсата из призабойной зоны пласта, вскрытого горизонтальным стволом................184

4.4.1. Влияние параметра анизотропии на продолжительность стабилизации выхода конденсата......185

4.4.2. Влияние содержания конденсата в газе Qк на процессы стабилизации выхода конденсата при газоконденсатных исследованиях горизонтальных скважин....186

4.4.3. Влияние длины горизонтального участка ствола на стабилизацию выхода конденсата и на производительность горизонтальной скважины......189

4.5. Сравнение процессов насыщения призабойной зоны пласта конденсатом при вскрытии фрагмента газоконденсатной залежи вертикальной и горизонтальной скважинами....192

Заключение....................... 199

Список литературы....................... 206

shop.nedrainform.ru

1.3 Классификация и методы газогидродинамических исследований газовых и газоконденсатных пластов и скважин

Параметры, определяемые газогидродинамическими методами исследования газовых и газоконденсатных пластов и скважин используется: при подсчете запасов газа и конденсата, проектировании и анализе разработки месторождения и эксплуатации скважин, обустройства промысла, обоснования технологического режима эксплуатации скважин и наземных сооружений, оценке эффективности работ по интенсификации и контроля за разработкой. Газогидродинамические исследования проводятся после освоения и в процессе эксплуатации скважин.

Содержание и объем исследований определяются их назначением. Они подразделяются на первичные, текущие, специальные и комплексные. На разных этапах изученности газовых и газоконденсатных месторождений (освоение, опытно-промышленная эксплуатация, разработка залежи) требования, предъявляемые к газогидродинамическим исследованиям, различны.

1. Первичные исследования проводятся во всех разведочных и эксплуатационных скважинах. Эти исследования являются основными и обязательными, и они проводятся в полном объеме и позволяют определить: параметры и продуктивную характеристику пласта; установить режим эксплуатации скважины и связь между дебитом, забойным и устьевым давлением и температурой; количеством жидких и твердых примесей при различных режимах работы; пластовое давление; влияние степени и характера вскрытия на производительность и коэффициенты фильтрационного сопротивления и др. Часто в разведочных, а в ряде случаев и в эксплуатационных скважинах первичные исследования проводятся поинтервально, что позволяет установить продуктивные характеристики по разрезу для выявления возможности одновременного вскрытия всего газоносного объекта, выбора метода эксплуатации и оценки дебита скважины в случае, если потребуется вскрывать только часть продуктивного горизонта. При первичных исследованиях газовых и газоконденсатных скважин определяются:

 статическое давление на устье скважины;

 пластовое давление по устьевым замерам расчетным путем или измерением с помощью глубинных манометров или комплексов;

 забойные давления на различных режимах работы скважины по данным замера давления в трубном или затрубном пространствах или измерением с помощью глубинных манометров или комплексов;

 дебит скважины по данным диафрагменного измерителя критического течения или дифманометра при докритическом течении в замерном пункте;

 процессы восстановления и стабилизации давления и дебита, фиксируемые самопишущим манометром (дифманометром), а в случае отсутствия такого – через определенные промежутки времени образцовыми манометрами. Частота регистрации, если регистрация ведется вручную, без самопишущих приборов, устанавливается, исходя из темпа роста или падения давления в данной скважине. Опыт показывает, что для хорошо проницаемых коллекторов в начальной стадии процессов восстановления и стабилизации давления замеры следует проводить через 30, 60 и 120 с. В дальнейшем частота регистрации давления постепенно уменьшается и производится через каждые 300, 600, 1800 и 3600 с и т.д. В низкопроницаемых пластах процессы восстановления и стабилизации давления продолжаются несколько суток. В таких случаях конечные участки кривых восстановления и стабилизации давления могут быть фиксированы с частотой 1 сут и более. Продолжительности работы скважины на каждом режиме и восстановления давления между режимами рассчитываются и выбираются заблаговременно по методике, приведенной в пункте ….

 температура газа на забое и устье на различных режимах, а также процессы восстановления и стабилизации температуры для обработки кривых восстановления и стабилизации давления и дебита скважины. Особое внимание при этом следует обратить на измерение температуры газа в процессах восстановления и стабилизации давления и дебита скважин, вскрывших пласты с высокой температурой;

 количество выносимой воды, конденсата и твердых примесей на различных режимах;

 физико-химические свойства газа, конденсата и воды по отобранным на различных режимах работы скважины пробам.

2. Текущие исследования проводятся в процессе разработки месторождения на эксплуатационных и переведенных в фонд эксплуатации разведочных скважинах. Основная задача текущих исследований сводится к получению новой информации о параметрах, определяемых в процессе первичных исследований, используемых при анализе и контроле за разработкой. Объем текущих исследований устанавливается проектировщиком с учетом особенности каждого месторождения и в зависимости от изменчивости контролируемых параметров, а также необходимостью установить характер изменения этих параметров в процессе разработки.

Текущие исследования позволяют также установить устойчивость режима эксплуатации скважин, процессы очищения или загрязнения призабойной зоны скважин, отложение солей в трубах, процесс коррозии скважинного оборудования, характер распределения пластового давления по площади и по толщине пласта, продвижение воды в залежь, обводнение скважин, характер выхода конденсата в процессе разработки, эффективность ингибирования и работ по интенсификации и др.

Наибольшее число текущих исследований приходится на стадию опытно-промышленной эксплуатации месторождения. В качестве обязательных текущих исследований должны проводится исследования после проведения ремонтно-профилактических и интенсификационных работ.

3. Специальные исследования проводятся для определения различных параметров, обусловленных специфическими характеристиками рассматриваемого месторождения. К числу специальных исследований относятся работы по контролю за положением контакта “газвода”, в специально выбранных для этой цели скважинах; изучение степени истощения отдельных пластов и возможности перетока газа и воды из одного пласта в другой в процессе разработки при их совместном вскрытии скважинами; укрепление призабойной зоны; установка цементных мостов; интенсификация добычи газа путем СКО, дополнительной перфорации, разрушение призабойной зоны пласта и образования песчаных пробок и др.

Газогидродинамические методы позволяют определить, как правило, средние параметры как призабойной зоны, так и более удаленных участков зоны дренируемой скважиной. Для получения более детальной информации газогидродинамическими методами следует проводить поинтервальное и специальные исследования скважин.

В настоящее время разработаны методы, позволяющие использовать все процессы, происходящие в газовых и газоконденсатных скважинах с момента их пуска до полного восстановления давления после закрытия, для определения параметров пласта и скважины.

Газогидродинамические методы исследования скважин целесообразно разделить на две группы: исследования скважин на стационарных и нестационарных режимах фильтрации:

По результатам исследования скважин на стационарных режимах фильтрации определяют:

– зависимость дебита скважин газа, конденсата и воды от депрессии на пласт; в подземных хранилищах газа и при обратной закачке сухого газа на газоконденсатных и газонефтяных месторождениях приемистость пласта от депрессии на пласт;

– условия разрушения, загрязнения и очищения призабойной зоны пласта; скопления и вынос жидких и твердых примесей с забоя скважины;

– распределение давления и температуры газа в пласте и в стволе газовых, газоконденсатных и газонефтяных скважин при различных режимах эксплуатации с учетом их конструкции;

– коэффициенты фильтрационного сопротивления, несовершенств по степени и характеру вскрытия, а также гидравлического сопротивления забойных оборудований и лифтовых труб;

– эффективность проведенных работ по интенсификации притока газа к скважине;

– технологический режим эксплуатации скважин;

– фильтрационные параметры газонефтеводонасыщенных интервалов;

– потенциальные возможности скважин по дебиту;

Исследования скважин на нестационарных режимах фильтрации позволяют получить ряд параметров пласта, которые методом установившихся отборов определить невозможно. Исследование скважины при нестационарных режимах фильтрации заключается в снятии и обработке кривых восстановления давления после остановки скважины и стабилизации забойного (устьевого) давлений и дебита скважины после пуска в эксплуатацию. К исследованию скважин при нестационарных режимах фильтрации следует отнести также:

 перераспределение давления при постоянном дебите и дебита при постоянном забойном давлении;

 перераспределение давления в реагирующих скважинах при пуске или остановке возмущающей скважины;

 изменение дебита и давления во времени в пределах зоны, дренируемой скважиной после начала второй фазы процесса стабилизации давления.

В ряде случаев из-за отсутствия на газодобывающих предприятиях высокоточных измерительных приборов нестационарные методы исследования газовых и газоконденсатных скважин используются в ограниченном объеме. Приборы с повышенной точностью позволяют использовать данные, получаемые к концу процессов восстановления и стабилизации давления при пуске и остановке скважин, а также реакцию на эти процессы соседних скважин. Это позволит расширить возможность получения информации о параметрах пласта, скважины и о добываемой продукции и повысить точность и надежность этих параметров.

Особое значение имеют комплексные исследования скважин, включающие: газогидродинамические методы при стационарных и нестационарных режимах фильтрации газа с промыслово-геофизическими исследованиями продуктивного разреза, по определению эффективной толщины пласта; связи между продуктивными пластами, их пористости, проницаемости и насыщенности, изменения газонасыщенности в процессе разработки и т.п.; газоконденсатные исследования в промысловых и лабораторных условиях; исследования образцов породы из различных интервалов и проб газа, конденсата и воды. Эти исследования позволяют определить неоднородности продуктивного разреза и использовать эту информацию при прогнозировании добычи газа, конденсата и воды; оценить возможность обводнения скважин и степень истощения всего эксплуатационного объекта; прогнозировать потери и извлечения конденсата, возможные улучшения или ухудшения продуктивности скважин; необходимость ингибирования скважины; возможность образования песчаной пробки и других параметров пласта и скважины в процессе разработки газовых и газоконденсатных месторождений.