- •4. Газогидродинамические методы исследования газовых и газоконденсатных скважин на стационарных режимах фильтрации
- •4.1 Физическая сущность исследования скважин на стационарных режимах фильтрации газа
- •4.2 Приток газа к скважине
- •4.3 Технология исследования вертикальных скважин на стационарных режимах фильтрации
- •4.4 Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления а и b
- •4.5 Факторы, влияющие на форму индикаторных кривых. Влияние неточности определения пластового и забойного давлений на форму индикаторных кривых
- •4.6 Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления по устьевым замерам
- •Коэффициенте сопротивления труб
- •1, 2 – Зависимости р2пл– р2з и ; 3,4 – /q и /q от q.
- •4.7 Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления с учетом изменения свойств газа от давления
- •4.8 Влияние процессов загрязнения или очищения забоя скважины на форму индикаторной кривой
- •4.9 Определение свободного и абсолютно-свободного дебита газовых скважин
- •4.10 Методика исследования скважин в условиях образования гидратов
- •4.11 Методика исследования скважин без выпуска газа в атмосферу
- •4.12 Особенности исследования скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой
- •4.13 Особенности исследования скважин подземных хранилищ газа
- •4.14 Ускоренные методы исследования скважин с длительной стабилизацией давления и дебита на квазистационарных режимах фильтрации
- •4.14.1 Изохронный метод исследования скважин
- •4.14.2 Технология исследования скважины изохронным методом
- •4.14.3 Экспресс-метод исследования скважин
- •4.14.4 Технология проведения исследования скважины экспресс-методом
- •4.15 Использование кривых стабилизации забойного давления и дебита газовых скважин для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления и параметров пласта
- •4.15.1 Технология снятия ксДиД при исследовании скважины
- •4.16 Метод определения коэффициентов фильтрационного сопротивления по результатам исследования горизонтальных скважин на стационарных режимах фильтрации
- •4.17 Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления горизонтальных скважин ускоренными методами исследования
- •4.17.1 Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления по результатам исследования горизонтальной газовой скважины изохронным методом
- •4.17.2 Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления по результатам исследования горизонтальной газовой скважины экспресс методом
- •4.18 Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления по кривым стабилизации забойного давления и дебита на режиме, с которым эксплуатируется горизонтальная скважина
- •4.19 Методика определения коэффициентов фильтрационного сопротивления горизонтальных скважин с использованием результатов исследования вертикальных скважин
4.6 Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления по устьевым замерам
Для определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений необходимо измерять или определять по устьевым замерам пластовое и забойное давления, а при применении дебитометрии и дебита газоотдающих интервалов. Трудность и неудобство глубинных замеров для периодических исследований значительного числа скважин указывают на целесообразность использования устьевых замеров давлений. Точность определения пластового и забойных давлений зависит, кроме класса точности применяемых измерительных приборов, от состава продукции скважин, их конструкции, характера структуры потока, постоянства коэффициента гидравлического сопротивления труб, наличия забойного оборудования, точности методов определения давления и от многих других факторов.
Особые трудности при обработке результатов испытания скважин возникают при:
– наличии значительного количества жидкости в потоке;
– фазовых переходах и больших глубинах залежи;
– отсутствии возможности определять давления по неподвижному столбу газа в затрубном пространстве;
– небольших перепадах давления на пласт;
– наличии забойных клапанов-отсекателей, пакеров;
– необходимости ингибирования потока газа в стволе скважины и т.д.
Поэтому в ряде случаев, как, например, когда неизвестны коэффициент гидравлического сопротивления по стволу, целесообразнее обработку результатов испытания производить по замеренным на устье скважин значениям давления, используя при этом формулу:
или (4.25)
где (4.26)
(4.27)
(4.28)
Рст – статическое давление газа на устье остановленной скважины, МПа; Pyi – давление на буфере скважины при i-м режиме испытания, МПа; Zcp1, Zcp2 – коэффициенты сверхсжимаемости, определяемые по средним давлениям и температурам в стволе скважины после остановки и при работе на разных режимах; Тср1,Тср2 – средние температуры газа в стволе остановленной и работающей скважины; dв – внутренний диаметр фонтанных труб; λ – коэффициент гидравлического сопротивления труб; – относительная плотность газа; L – глубина спуска фонтанных труб. В данном случае предполагается, что они спущены до середины интервала перфорации пласта. Формулу (4.25) можно переписать в более удобном виде:
(4.29)
Учитывая, что при определении пластового давления ошибки практически не допускаются, формулу (4.29) можно представить в виде:
(4.30)
Обработанные в координатах индикаторные кривые и от Q и и от Q приведены в таблице 4.1, и показаны на рисунке 4.8.
Таблица 4.1 – Результаты исследования и обработки при неизвестном
Коэффициенте сопротивления труб
Номер режима |
Ру, МПа |
Рз.измер, МПа |
Р2з, МПа2 |
Р2пл– Р2з, МПа2 |
Q, тыс. м3/сут |
(Р2пл–Р2з)/Q |
, МПа2 |
, МПа2 |
|
1 |
20,97 |
24,35 |
592,92 |
8,14 |
100 |
0,081 |
587,60 |
13,46 |
0,135 |
2 |
20,38 |
23,96 |
574,08 |
26,98 |
200 |
0,135 |
554,90 |
46,16 |
0,230 |
3 |
19,39 |
23,37 |
546,15 |
54,91 |
300 |
0,183 |
502,97 |
98,09 |
0,327 |
4 |
17,97 |
22,55 |
508,50 |
92,56 |
400 |
0,231 |
431,80 |
169,26 |
0,423 |
5 |
15,99 |
21,48 |
461,39 |
139,67 |
500 |
0,279 |
341,40 |
259,66 |
0,523 |
Рисунок 4.8 – Обработка результатов исследования при неизвестном коэффициенте сопротивления труб: