- •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
4.11 Методика исследования скважин без выпуска газа в атмосферу
При испытании скважин с выпуском газа в газопровод диапазон изменения дебита по сравнению с дебитом, полученным при испытании в атмосферу, заметно сужается. Основной причиной сужения диапазона изменения дебита скважин является давление, поддерживаемое в системе сепарации газа или в газопроводе, куда после диафрагмы поступает газ.
Предельное значение дебита, обусловленное характеристикой пористой среды и конструкцией скважины, при испытании с выпуском газа в атмосферу определяется по формуле
(4.48)
При поддержании заданного после диафрагмы давления Р2 в системе сбора и транспорта газа для определения предельной производительности скважины необходимо в формуле (4.48) Рат заменить на Р2.
Для снятия полноценной индикаторной линии необходимо снижение давления после диафрагмы практически до атмосферного.
Эти недостатки метода испытания в газопровод могут быть устранены если:
1. В системе сбора газа и замера дебита отдельных скважин предусмотрена обводная линия для продувки газа на факел на режимах, требующих давления меньшего, чем давление в сборном пункте или в начале газопровода.
2. На замерном пункте установлен дополнительный дифманометр, максимальный расход которого должен соответствовать минимальному пределу измерения дебита имеющегося дифманометра.
Часто на одном групповом сборном пункте встречаются скважины с различной продуктивностью. При установке на замерном пункте линии индивидуального замера дебита каждой из скважин должен быть предусмотрен расходомер на максимальную продуктивность самой высокодебитной скважины. Этот дебит можно оценить по формуле (4.48). Он должен составлять 80% максимума шкалы. Минимальный дебит, измеряемый этим дифманометром, принимается равным 30% максимума шкалы. При выборе дополнительного расходомера его максимальное показание должно соответствовать 30% расхода основного расходомера. Двойная система измерения перепада давления на замерном стенде позволит без замены диафрагм охватить требуемый диапазон изменений дебита при построении индикаторной линии.
4.12 Особенности исследования скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой
Основная особенность исследования скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой – возможность преждевременного обводнения скважин за счет образования конусов воды. Интенсивность подъема и время прорыва конуса подошвенной воды в скважину зависят от депрессии, однородности пласта по разрезу, проницаемости, толщины, трещиноватости, свойств насыщающего его пластового флюида, конструкции скважины, степени вскрытия пласта и др. Применяемые на практике приближенные методы определения допустимой депрессии на пласт получены для существенно упрощенной постановки процесса конусообразования, что значительно снижает точность оценки возможности обводнения скважины при ее работе на расчетном режиме.
Для оценки допустимой депрессии на пласт в исследуемой скважине следует пользоваться приближенными формулами:
(4.49)
или
(4.50)
где ρв, ρг – соответственно плотности воды и газа в пластовых условиях; h, hвс – газоносная и вскрытая толщины пласта; kг, kв – горизонтальная и вертикальная проницаемости; Рпл – пластовое давление.
По найденным значениям ΔРдоп, зная пластовое давление Рпл, вычисляют забойное давление Рз. Определенную по одной из формул допустимую депрессию следует равномерно делить на предполагаемое число режимов, на которых будет исследована скважина. Депрессия на каждом режиме вычисляется из равенства: ΔPi=iΔPдоп/n, где i = 1, 2, 3, ..., n – номер режима; N – общее заданное число режимов. Так, например, на первом режиме ΔР1=1ΔРдоп/n, а на последнем ΔPi=N=ΔPдоп.
Для незначительной допустимой депрессии контроль режимов становится технически невыполнимым. В таких случаях разделение на режимы осуществляется по дебиту Qдоп, полученному при работе скважины с допустимой депрессией ΔРдоп, используя формулу Qi=i∙Q доп/n.
Так, например, если дебит скважины при ее работе с допустимой депрессией ΔРдоп был Qдоп=900 тыс.м3/сут и исследование предполагают проводить на 6 режимах, то на первом режиме Q1=1∙900/6=150 тыс.м3/сут, на втором Q2=2∙900/6=300 тыс.м3/сут и т.д.