Исследование скважин – это комплекс работ по изучению геолого-промысловой характеристики продуктивного пласта и разреза скважины, свойств газов и жидкостей, насыщающих пласты, а также процессов, проходящих в пласте, на забое и в стволе скважины.
При добыче газа после открытия задвижек на устье поток газа направляется по отводу в промысловые сооружения. Давление на устье Pу снижается, и в скважине создается перепад между забойным и устьевым давлениями. Под действием этого перепада давления в стволе скважины движется вертикальный поток газа. Давление на забое становится ниже, чем в пласте. Создается перепад между пластовым и забойным давлениями P = Pпл – Pз, называемый депрессией на пласт. Под действием депрессии газ из пласта поступает на забой скважины. В пласте происходит фильтрация газа и истощение области дренирования скважины, т. е. области, на которую распространяется падение давления вокруг скважины. Температура в пласте 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 Rк. Затраты энергии на преодоление фильтрационного сопротивления пласта приводят к потерям давления на пути от Rк до забоя скважины.
В стволе скважины на пути от забоя до устья давление и температура снижаются, а объемные скорости потока газа в пласте и в стволе скважины увеличиваются вследствие расширения газа при снижении давления.
Количество газа, приведенное к нормальным условиям (давлению 760 мм рт. ст. и температуре 20 °С), поступающее на устье скважины, называют дебитом скважины.
Дебит скважины зависит от депрессии на пласт, геолого-промысловой характеристики пласта, свойств газа и конструкции скважины.
Цель исследования скважин состоит в определении данных, необходимых для выбора технологического режима их эксплуата-ции, а также для проектирования газовых и газоконденсатных месторождений и контроля за их разработкой. На промыслах применяют геологические, геофизические, газогидродинамические, газоконденсатные и другие методы исследования скважин. 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) для последующего изучения в лабораториях их состава и свойств.
Геофизические исследования проводят в необсаженных и обсаженных трубами скважинах. Изучают такие физические свойства пород, как электропроводность, наличие полей естественной поляризации и радиоактивности и т. д. Все эти свойства связаны с геолого-промысловыми характеристиками пластов: пористостью, проницаемостью, газонасыщенностью и другими. Поэтому по геофизическим данным определяют продуктивные пропластки, устанавливают границы пласта (положение кровли и подошвы), определяют начальное положение ГВК и контролируют его перемещение во времени.
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 определять производительность каждого из них.
Газогидродинамические исследования – основной метод исследования скважин. Изучаются процессы, которые непрерывно происходят в пласте и стволе скважины при добыче газа: фильтрация (приток газа к скважине) и движение газа в стволе скважины.
Скважины могут эксплуатироваться при установившемся режиме, когда в период измерения дебит и давление не меняются, и при неустановившемся режиме, когда дебит и давление изменяются. Соответственно и методы исследования подразделяются на методы при установившемся и неустановившемся режимах фильтрации. При исследовании газовых скважин, наряду с определением продуктивности и установлением зависимости между дебитом и депрессией, определяют зависимости между дебитом и газоконденсатным фактором, между дебитом и количеством песка, выносимого из скважины.
Для исследования скважин при установившемся режиме обычно снимают показания в 5–7 точках при разных режимах работы скважины. Изменяют режимы с помощью устьевых штуцеров. Об установившемся режиме судят по постоянству давления на головке скважины.
По результатам измерений дебита и давлений строят индикаторные кривые.
Уравнение притока газа из пласта в скважину определяют по формуле
| P²пл – P²заб = aQ + bQ², |
где Рпл – пластовое давление;
Рзаб – забойное давление;
a, b – коэффициенты фильтрационных сопротивлений;
Q – дебит газа в поверхностных (стандартных) условиях.
Индикаторная кривая строится в системе координат
(P²пл – P²заб); Q.
Кривая 1 представляет типичную для газовых скважин индикаторную кривую. Так как по результатам исследования подлежат определению коэффициенты a и b, индикаторную кривую перестраивают в системе координат (P²пл – P²заб)/Q; Q (кривая 2).
По отрезку, отсекаемому линейной индикаторной кривой на оси
(P²пл – P²заб) /Q, рассчитывают постоянный коэффициент а.
Пересчет давления на затрубном пространстве на забойное выполняют по формуле
| Pзаб = Pуes, |
где Ру – давление устьевое;
e – основание натурального логарифма, равное 2, 718;
S = 0,03415ρг отнL/ z (p) Tср,
| где ρг отн – относительная плотность по воздуху; L – глубина скважины; z (p) – коэффициент сверхсжимаемости газа при среднем давлении; Tср – средняя абсолютная температура газа в скважине, Tср = (Tпл + Tу)/2. Расчет забойного давления по устьевому дает удовлетворительные результаты для скважин, в продукции которых отсутствует вода и мало конденсата. Все скважины после завершения буровых работ, цементажа, перфорации и установки необходимого забойного и устьевого оборудования подлежат освоению. Освоение скважины начинается с ее продувки. Перед продувкой скважины следует детально ознакомиться с геолого-физическими, термобарическими данными скважины. Для продувки скважины используют многоцикловый метод освоения скважин, который заключается в следующем. Сначала устанавливается штуцер небольшого диаметра. Постепенно увеличивая диаметр штуцера, снимают 4–5 точек режима работы скважины (измеряют дебит, забойное и пластовое давления, температуру). Затем диаметр штуцера уменьшают до начального и снимают 4–5 точек в обратном порядке. Как правило, в процессе продувки делают 2–3 цикла. Цель многоцикловой продувки заключается в очищении призабойной зоны и контроле за ее состоянием путем сопоставления кривых зависимостей депрессии на пласт от дебита. Если эти кривые совпадут, то это означает, что процесс продувки можно закончить. При этом все побочные факторы должны быть учтены. |
Подготовка скважины к газогидродинамическим исследованиям осуществляется в зависимости от цели исследования и объема требуемой информации, от геологических особенностей залежи, состава и количества ожидаемого газа, воды и конденсата, конструкции скважины и др.
Устье скважины, не подключенной к газосборному пункту, оборудуется лубрикатором, образцовыми манометрами, сепаратором, измерителем расхода, термометрами и выкидной линией для факела.
Наиболее распространенная схема обвязки устья скважин, подключенных к промысловому газосборному пункту, предусматривает индивидуальное испытание каждой из них.
Значения забойных давлений, дебита и температуры фиксируются после полной стабилизации давления и дебита. Стабилизацию определяют по постоянству показаний приборов. После снятия этих показаний на первом режиме скважину закрывают для восстановления давления.
После достижения статического давления скважину пускают в работу на новом режиме, отличающемся от предыдущего большим дебитом и меньшим пластовым давлением. Таким же образом определяют давление, дебит и температуру на 5–8 режимах.
При исследовании газовой скважины на неустановившемся режиме забойное давление, как правило, измеряют глубинными скважинными манометрами.
|
| Газоконденсатные исследования скважин и месторождений заключаются в определении количества газа и конденсата (соотношения фаз), а также их состава и свойств при различных давлениях и температурах, т. е. определение газоконденсатной характеристики месторождения. По результатам газоконденсатных исследований выбирают метод разработки месторождения, прогнозируют добычу конденсата. |
Технологический режим эксплуатации скважины характеризуется дебитом и соответствующим ему устьевым давлением. Эти параметры определяют на основании результатов комплексных исследований скважины с учетом обводнения скважины, коррозии и эрозии оборудования, образования гидратов в стволе и т. д.
Для выбора и обоснования рабочего дебита введены понятия максимально допустимого и минимально необходимого дебитов. Максимально допустимый дебит – это дебит, при котором скважина может эксплуатироваться без опасности разрушения пласта, обводнения, вибрации и т. д. Превышать этот дебит недопустимо, так как скважина будет обводняться, начнет разрушаться пласт, возможны аварийные ситуации. Минимально необходимый дебит – это дебит, при котором обеспечивается вынос с забоя жидкости и твердых частиц или дебит, при котором не образуются в стволе гидраты и т. д.
В стволе скважины на пути от забоя до устья давление и температура снижаются, а объемные скорости потока газа в пласте и в стволе скважины увеличиваются вследствие расширения газа при снижении давления.
Условия, ограничивающие дебит, условно разделены на геологические, технологические, технические и экономические.