3. Физико-химические свойства газа и жидкостей (вязкость, плотность, коэффициент сжимаемости, влажность газа), условия образования гидратов и их изменение в процессе разработки залежи;
4. Гидродинамические и термодинамические условия в стволе скважины в процессе эксплуатации;
5. Изменение фазовых состояний при движении газа в пласте, стволе скважины и по наземным сооружениям в процессе разработки залежи;
6. Условия скопления и выноса жидкости и твердых примесей из забоя скважины, эффективность их отделения;
7. Технологический режим работы скважин при наличии различных факторов, таких, как возможность разрушения призабойной зоны пласта, наличие подошвенной воды, влияние температуры продуктивного пласта и окружающей ствол скважины среды, многопластовость и неоднородность залежи.
4. Двучленная формула притока
4.1 Фильтрация по двучленному закону
Двучленный закон для плоскорадиальной фильтрации имеет вид
, (5.1)
Выразим скорость фильтрации через массовый расход
(5.2)
и подставим в формулу (5.1):
. (5.3)
Разделив переменные и введя функцию Лейбензона
, (5.4)
получим:
. (5.5)
Интегрируя последнее уравнение в пределах от rс до Rк , от Рс до Рк получим:
. (5.6)
Переходя от функции Лейбензона к давлению по формуле
(5.7)
для совершенного газа найдем из (5.6) уравнение притока к скважине:
, (5.8)
где
, (5.9)
. (5.10)
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
. (5.11)
4.2 Приток газа к несовершенным скважинам при двучленном законе фильтрации
Рис. 5.1. Схема притока газа к несовершенной по степени и характеру вскрытия скважине
Для несовершенной скважины (рис. 5.1) коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В принимают вид:
, (5.12)
. (5.13)
и 
– коэффициенты, характеризующие несовершенство скважины по степени вскрытия.
, (5.14)
, 
. (5.15)
Обе последние формулы – приближенные, они имеют место при значениях b >> R 1 .
и 
– коэффициенты, учитывающие несовершенство скважины по характеру вскрытия.
определяется по графикам В.И. Щурова
Для предлагается приближенная формула
, (5.16)
N – суммарное число перфорационных отверстий,
– глубина проникновения перфорационной пули в пласт.
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.
2. 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. 6.1).
3. 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.
4. По давлению и температуре газа перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают дебит газа для каждой диафрагмы.
5. По статическому затрубному давлению или динамическому давлению перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают давление на забое скважины.
1. Строят графики зависимости (Рпл 2 – Рс 2 )/Q от Q . По графикам определяют коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В .
Рис. 6.1. Схема расположения оборудования и приборов при испытании диафрагменным измерителем критического течения:
1 – диафрагменный измеритель;
2 – породоуловитель;
3 –6 – манометры.
6. Обработка результатов исследований
6.1 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;
– давление неподвижного столба на устье.
, (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 течения 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;
– 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.
6.2 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 [4].
Все параметры, входящие в формулы для определения коэффициентов А и В (а к ним относятся: коэффициенты вязкости, сверхсжимаемости, проницаемости, макрошероховатости, 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. 5.2. Зависимость 
от Q
7. Пример расчёта коэффициентов А и В по данным исследований, проведенных на Тарасовском НГКМ
Рассмотрим методы расчета коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В, на примере исследований скважин проведенных на Тарасовском НГКМ. Для расчетов используем данные исследования скважины №1048.
Скважина №1048 находится в фонде эксплуатируемых скважин УКПГ-1. В таблице №7.1 представлены средние рабочие дебиты скважины за 2002 год.
Таблица №7.1 Средние рабочие дебиты скважины №1048 за 2002 год.
| Дата |
01.01 |
01.02 |
01.03 |
01.04 |
01.05 |
01.06 |
01.07 |
01.08 |
01.09 |
01.10 |
01.11 |
01.12 |
| Q, тыс. м3 /сут |
995 |
954 |
912 |
931 |
955 |
946 |
809 |
720 |
880 |
957 |
924 |
909 |
Средний дебит скважины на 01.01.02 г. составлял 995 тыс. м3 /сут., при коэффициенте продуктивности К=347 м3 /(МПа*сут.) и проницаемости k равной 0,4 мкм2 . 05.07.2002 г. был проведен капитальный ремонт скважины по устранению не герметичности обсадной колонны. Ремонт проводили с использованием жидкости глушения с большим содержанием солей. В период третьего квартала 2002 года произошло снижение дебита до 720 тыс. м3 /сут. Было принято решение провести газогидродинамическое исследование скважины при стационарных режимах фильтрации, с целью определения причины снижения дебита/[6].
Результаты исследований газовой скважины №1048 приведены в приложений №1. В ходе исследования были получены значения таких величин как пластовое давления Рпл, устьевое давление Ру и температура Ту. Зная их можно определить дебит скважины q, забойное давление Рс, величину ΔР2 и значение ΔР2 /q, которые нам необходимы при определение коэффициентов А и В. Методика определения выше указанных величин приведена ниже.
Обработку результатов исследований скважин начинают с определения дебита скважины. При исследованиях скважин расход газа определяется с помощью диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТа). Измеритель критического течения подключается к устью скважины через сепаратор (породоуловитель). Давление Р1 перед диафрагмой измеряется образцовым манометром. Температура газа измеряется термометром.
Расход газа определяется по формуле:
(7.1)
Р1 – давление до диафрагмы, МПа;
С – коэффициент расхода, зависящий от диаметра и формы диафрагмы;
ρ – относительная плотность газа;
Т – температура газа до диафрагмы, К;
z – коэффициент сжимаемости газа.
Значения коэффициентов С, используемые при измерении дебита газа диафрагменным измерителем критического течения газа при проведении исследования, представлены в таблице №7.2.
Таблица №7.2 Коэффициент С при измерении дебита газа ДИКТом газа/[1].
| Диаметр отверстия диафрагмы, мм. |
Коэффициент С |
Диаметр отверстия диафрагмы, мм. |
Коэффициент С |
| 17 |
68,25 |
24,4 |
117,39 |
| 21,2 |
89,65 |
27,5 |
139,8 |
| 23,4 |
109,05 |
30,4 |
167,85 |
| 26,9 |
128,65 |
31,9 |
187,05 |
| 21,2 |
89,65 |
29,2 |
157,25 |
| 17 |
68,25 |
24,4 |
117,39 |
Коэффициент сверхсжимаемости можно определить по графикам Брауна-Катца, но при проведении данного исследования его определяли по формуле (7,2). Для этого определяем приведенные параметры давления и температуры газовой смеси.
(7.2)
Тпр =Т/Тпкр (7.3)
Рпр =Р/Рпкр (7.4)
Псевдокритические параметры смеси Тпкр и Рпкр вычисляются по формулам:
(7.5)
(7.6)
где yi – молярная доля компонента в смеси;
Ркр i и Ткр i – соответственно критические давление и температура i-го компонента смеси;
n – число компонентов смеси.
Критические давление, температура и молярные доли компонентов в смеси приведены в таблице №7.3/[5].
Таблица №7.3 Данные для определения коэффициента z и ρ
| Состав газа: |
Критические параметры |
Плотность при н.у., кг/м3 |
Параметры пласта |
Параметры устья |
||