- •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
4.9 Определение свободного и абсолютно-свободного дебита газовых скважин
Понятия свободный и абсолютно-свободный дебиты в подземную газогидродинамику введены с целью оценки потенциально возможной производительности скважин и режима их эксплуатации, ориентированные по данным специалистов США на 10≤Qабс≤25%. Однако, такая ориентация не может быть распространена на все газовые и газоконденсатные месторождения, отличающиеся емкостными и фильтрационными свойствами, различными устойчивостями к деформации и разрушению призабойной зоны пласта. Формулы для определения свободного и абсолютно-свободного дебитов в газовых скважинах имеют вид:
(4.40)
(4.41)
где а, b – коэффициенты фильтрационного сопротивления, определяемые по результатам исследования скважин; , – разность квадратов пластового и забойного давлений. При определении абсолютно-свободного дебитаQабс величина Рз принимается равной Рз=1 атм.; – разность квадратов пластового и устьевого давлений при определении свободного дебитаQсв. При определении свободного дебита Qсв величина принимается равной Ру=1 атм.; θ – размерный коэффициент, характеризующий движение газа по трубам от забоя до устья скважин. Структуры коэффициентов а, b и θ приведены в предыдущих пунктах.
4.10 Методика исследования скважин в условиях образования гидратов
На большинстве северных месторождений, имеющих сравнительно низкие температуры пласта, в процессе испытания скважин методом установившихся отборов возникают условия для образования гидратов. Эти условия зависят, прежде всего, от состава газа, его влагосодержания, давления по пути движения газа, теплофизических свойств газа и окружающей ствол скважины среды и др. Различия перечисленных параметров на разных месторождениях обусловливают неоднозначность равновесных условий гидратообразования даже в пределах одного месторождения со значительными газоносной толщиной и площадью.
Возможность образования гидратов в процессе испытания скважин на различных режимах значительно выше, чем при эксплуатации на заданном режиме, что связано с необходимостью изменения давления и дебита в большом диапазоне при исследовании.
Образование гидратов в призабойной зоне пласта, в стволе скважины, в шлейфе, штуцерах приводит к осложнениям при испытании и большим погрешностям в полученных результатах.
Исследования без осложнений с применением и без применения ингибиторов гидратообразования должны быть проведены, исходя из глубины залегания и района расположения залежи, обусловливающих пластовое давление и температуру, с учетом состава газа и его влагосодержания, наличия и характеристик зоны многолетней мерзлоты и т.д.
Условия образования гидратов выражаются через равновесное давление и температуру гидратообразования Рр и Тр. Возможность образования гидратов в призабойной зоне и по стволу скважины на различных режимах в процессе испытания можно исключить только при условии, что на всех предполагаемых режимах при исследовании устьевые давления и температуры будут выше, чем Рр и Tр.
В зависимости от характеристики месторождения гидраты в призабойной зоне и в стволе скважины могут образоваться на всех или только на отдельных режимах. В условиях возможного образования гидратов качественное исследование скважин (исключая специальные исследования) методом установившихся отборов достигается только при условии применения ингибиторов.
Ингибиторы гидратообразования снижают температуру гидратообразования и, снимают ограничения, вызванные депрессией по пути движения газа и расходом газа.
Понижение равновесной температуры для метанола, этиленгликоля (ЭГ) и диэтиленгликоля (ДЭГ) определяется по формуле:
Δt=КС2/М(100–С2), (4.42)
где С2 – весовая концентрация отработанного ингибитора, %; М – молекулярная масса; К – коэффициент, определяемый экспериментально. Значения М и К для метанола, ЭГ и ДЭГ приведены в таблице 4.3:
Таблица 4.3 – Значение молекулярной массы и коэффициента К для ингибиторов.
№№ п/п |
Ингибитор |
М |
К |
Примечание |
1 |
Метанол |
32 |
1295 |
|
2 |
ЭГ |
62 |
1220 |
|
3 |
ДЭГ |
106 |
2430 |
|
Понижение равновесной температуры при применении хлористого кальция можно определить по эмпирической формуле:
Δt=0,0275С22 (4.43)
Количество ингибитора, вводимого в скважину, определяют, исходя из влагосодержания газа в пластовых и устьевых условиях, дебита скважины и необходимой концентрации ингибитора.
Для своевременного предупреждения гидратообразования важно правильно обосновать норму его расхода.
Расход ингибиторов гидратообразования можно определить по формуле:
(4.44)
где G – расход ингибитора, кг/1000 м3; – влагосодержание газа, кг/1000 м3; C1 – начальная концентрация ингибитора, мас.%; С2 – концентрация ингибитора, требующаяся для предупреждения гидратообразования, мас.%; gи – количество ингибитора, переходящее в газовую фазу, кг/1000 м3; gk – количество ингибитора, растворенное в углеводородном конденсате, кг/1000 м3.
Концентрацию ингибитора, обеспечивающую требуемое снижение температуры гидратообразования, можно определить графически из рисунка 4.14, а количество ингибитора, переходящего в газовую фазу, по формуле
gи=0,001αС2, (4.45)
где α – коэффициент распределения (отношение содержания метанола в газовой фазе, необходимого для насыщения газа, к концентрации метанола в растворе), определяемый по формуле:
α=1,97∙10-2Р-0,7ехр[6,54∙102Т–11,128], (4.46)
где Р – давление в системе, МПа; Т – температура, К.
Количество ингибитора в конденсате определяется формулой:
gк=0,01Скqк (4.47)
где Ск – растворимость ингибитора в конденсате, мас.%; qk – удельный выход сырого конденсата, кг/1000 м3.
Минерализованные воды в определенной степени сами могут предупреждать гидратообразование газов (см. рисунок 4.12).
а б
Рисунок 4.12 – Понижение температуры гидратообразования природного газа от минерализации воды в зависимости от содержания метанола в пластовой воде (а) 1÷6 – содержание СН3ОН, %: 1 – 25; 2 – 20; 3 – 15; 4 – 10; 5 – 5 и 6 – 0
и зависимость понижения температуры гидратообразования природного газа с ρ=0,6 от массовой концентрации ингибиторов (б): 1 – LiCl; 2 – MgCl2; 3 – NaCl; 4 – NH4OH; 5 – СаС12; 6 – СН3ОН; 7 – ЭГ, 8 – ДЭГ, 9 – ТЭГ