Гидродинамические исследования скважин Ямсовейского газоконденсатного месторождения

В результате опробования газоконденсатной залежи в отложениях ачимовской толщи (скв.81) состав пластового газа следующий: СН₄ -77,54%, C₂ H₆ –5.37%, C₃ H₈ -2,02% нС₄ Н₁₀ - 1.01% вС₄ Н₁₀ - 6,52%. СО₂ -1.03% N₂ -3.68%. Потенциальное содержание конденсата в пластовом газе 361 г/м³ Групповой состав конденсата: нафтеновые - 21,47%, метановые - 46,73%, ароматические-24,14%. Результаты анализа свободного газа Ямсовейского месторождения

Таблица 1

Плотность конденсата 0,798 г/см³ , вязкость при 20°С -1,76сСт, содержание серы - 0,03%.

6. Запасы газа

Исходя из состояния изученности запасы газа отнесены к категориям В, С₁ и С₂ . К категории В отнесены запасы в центральной части площади, в пределах многоугольника с вершинами в скв. 55, 50, 263, 56, 16, 330, 171, 22, 321, 17, 53,

292. 283. Газоносность этой части установлена на основании данных по испытанию скважин, в этой же части структуры из газоносной толщи отобрано 221,63 м керна, что составляет 80,8% от всего вынесенного керна.

К категории С₁ отнесены запасы газа на остальной части площади, а запасы в районе седловины, объединяющей оба поднятия, отнесены к категории С₂ .

Исходя из обоснованных параметров подсчитаны запасы газа по кугегориям B+C₁ в объеме 552,4 млрд.м³ , а по В + C₁ + С₂ = 560,4 млрд.м³ (Протокол ГКЗ № 507 от 03.03.1999г).

7. Технологический режим работы скважин при наличии на забое столба жидкости или песчаной пробки

В процессе эксплуатации скважин образуются песчаные пробки, существенно влияющие на их производительность. Образование песчаных пробок в большинстве случаев связано с устойчивостью газоносного коллектора. Наличие песчаной пробки или столба жидкости, отрицательно влияющих на производительность скважин, связано не только с устойчивостью коллекторов, но и с депрессией на пласт, проникновением бурового раствора в пласт в процессе бурения, конструкцией скважины, ее производительностью, распределением дебита в интервале перфорации, содержанием жидких компонентов в продукции скважины.

При правильном выборе технологического режима с учетом характеристики пласта и скважины можно избежать образования песчаных пробок или столба жидкости при самых неблагоприятных условиях. При необоснованно установленном режиме работы скважины заданной конструкции даже в самых устойчивых коллекторах, где разрушение исключено, практически при любых депрессиях можно создать условия для образования столбов жидкости в стволе скважины. При выборе технологического режима необходимо учесть все факторы, связанные в той или иной мере с образованием песчаных пробок или столба жидкости. Нет необходимости доказывать, что наличие песчаных пробок или столба жидкости уменьшает дебит скважины. Количественное влияние песчаной пробки или столба жидкости на производительность скважин в большинстве случаев соизмеримо с влиянием степени несовершенства скважин на их дебит и зависит в основном от свойства и размеров пробки.

Дебит несовершенной по степени вскрытия скважины значительно уменьшается, если на забое имеются пробка и столб жидкости. Результаты обработки материалов ГДИ, проведенных в 24-х скважинах Ямсовейского месторождения, показали, что практически во всех скважинах отмечены песчано-глинистые пробки высотой 0,2 – 89,6 м и столбы жидкости 0,4 –82,6 м.

Фракционный состав песчаной пробки в определенной степени предопределяет характер изменения производительности скважин. Изменение, точнее уменьшение, производительности скважин в результате образования песчаных пробок не только изменяет технологический режим работы скважины, но и влияет на основные показатели разработки месторождения в целом. Производительность скважин, работающих с песчаной пробкой снижается в результате уменьшения сечения площади фильтрации и увеличения дополнительного сопротивления, вызванного характеристикой пробки.

8. Исследование газовых и газоконденсатных скважин.

Исследование скважин - это комплекс работ по изучению геолого-промысловой характеристики продуктивного пласта и разреза скважины, свойств газов н жидкостей, насыщающих пласты, а также процессов, происходящих в пласте, на забое и в стволе скважины при добыче газа.

При добыче газа в пласте и в скважине происходит следующее (рис. 1 ). На устье скважины открывают задвижки, и поток газа направляют по отводу (шлейфу) в промысловые сооружения. Давление на устье Р_у снижается и в скважине создается перепад между забойным и устьевым давлениями (DР_скв =Р_з -Р_у ). Под действием этого перепада в стволе скважины движется вертикальный поток газа. Давление на забое становится ниже, чем в пласте. Создается перепад между пластовым и забойным давлениями DР = Р_пл -Р_з , называемый депрессией на пласт. Под действием депрессии газ из пласта покупает на забой скважины. В пласте происходит фильтрация газа и истощение области дренирования (дренажа) скважины, т. е. области, на которую распространяется падение давления вокруг скважины. Температура же в пласте за счет притока теплоты из недр Земли остается практически постоянной за исключением некоторого снижения в призабойной зоне скважины. Кривую распределения давления в пласте вокруг действующей скважины называют воронкой депрессии ВД, а радиус, на котором давление в пласте остается постоянным, называют радиусом контура питания скважины R_к . Затраты энергии на преодоление фильтрационного сопротивления пласта приводят к потерям давления на пути от R_к до забоя скважины.

В стволе скважины на пути от забоя до устья в результате затрат энергии на движение снижаются давление и температура. Объемные скорости потока газа в пласте и в стволе скважины по пути движения увеличиваются вследствие расширения газа при снижении давления.

Количество газа, которое поступает на устье скважины, приведенное к нормальным условиям (давлению 760 мм рт. ст. и температуре +20°С) дебитом скважины Q. Дебит скважины зависит от депрессии на пласт, геолого-промысловой характеристики пласта, свойств газа и конструкции скважины.

Из газа в пласте и скважине в результате изменений давления и температур может выделяться жидкая фаза (вода и конденсат)

На забой возможен вынос потоком газа твердых частиц (разрушение пласта) и жидкости.

Нормальную эксплуатацию скважины обеспечивают правильным назначением технологического режима ее эксплуатации.

Закономерности описанного процесса изучают при исследованиях скважин. Цель исследований скважин состоит в определении данных, необходимых для назначения технологического режима их эксплуатации, а также для проектирования и контроля за разработкой и эксплуатацией газовых и газоконденсатных месторождений.

Рис. 1. Схема движения газа в системе <пласт - скважина>.

Поток: I- плоскорадиальный; II – двумерный; III – трёхмерный;

ВД – воронка депрессии; R_к – радиус контура питания; L – глубина скважины.

Данные, полученные при исследованиях скважины, зависят от методов исследований. На промыслах применяют геологические, геофизические, газогидродинамические, газоконденсатные и другие методы исследования скважин. Одновременно-последовательные исследования разными методами получили название комплексных. Проведение комплексных исследований скважин повышает надежность и достоверность получаемых данных за счет взаимного дополнения, контроля и подтверждения получаемых результатов.

Геологические исследования проводят в процессе бурения скважин. Отбирают образцы пород (керн) с последующим изучением в лабораториях состава и свойств пород и насыщающих их жидкостей и газов. Наблюдают за составом и размерами разбуренных пород, наличием в промывочной жидкости газа и нефти и т. д.

Геофизические исследования проводят в необсаженных и обсаженных трубами скважинах. Изучают такие физические свойства пород, как электропроводность, наличие полей естественной поляризации и радиоактивности, искусственно наведенную радиоактивность, рассеяние и поглощение «меченых» изотопов и т. д. Все эти свойства закономерно связаны с геолого-промысловыми характеристиками пластов: пористостью, проницаемостью, газонасыщенностью и другими. Поэтому по геофизическим данным выделяют продуктивные пропластки, устанавливают границы пласта (положение кровли и подошвы), определяют начальное положение ГВК и контролируют его перемещение во времени. По геофизическим данным оценивают коэффициент пористости пласта; начальную, текущую и конечную газонасыщенность пластов.

Термометрия (измерение температуры по стволу скважины) позволяет определять места притока газа в скважину, наличие и места утечек газа из скважины при нарушении герметичности колонн или цементного кольца.

Акустические методы (шумометрия) - измерение звуковых колебаний в потоке газа - позволяют по записанным диаграммам выделять интервалы пласта, из которых газ поступает в скважину, и производительность каждого из них.

Газогидродинамические исследования - основной метод исследования скважин. При этом методе изучаются те же процессы, которые непрерывно происходят в пласте и стволе скважины при добыче газа: фильтрация (приток газа к скважине) и движение газа в стволе скважины.

9. 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. 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.

Рис. 1. Схема расположения оборудования и приборов при испытании диафрагменным измерителем критического течения :

1 – диафрагменный измеритель;

2 – породоуловитель;

3 –6 – манометры.

10. Обработка результатов исследований

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

, (1)

– давление на забое;

– давление неподвижного столба на устье.

, (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

, (3)

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

– расход газа, м³ /с;

Приравняем (1) и (3), получим:

,... (4)

,... (5)

,... (6)

- определяется по справочникам как функция числа Рейнольдса и относительной шероховатости труб;

,... (7)

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

– внутренний диаметр фонтанных труб, м.

, (8)

e-относительная шероховатость e=0,0395;

Re-число Рейнольдса:

, (6)

Q-дебит газа, тыс.м³ /сут;

r- плотность газа по воздуху;

d- внутренний диаметр, м;

m- динамическая вязкость газа, Па*с.

После того как определены


29-04-2015, 00:55