Газогидродинамические исследования скважин

Газогидродинамические исследования скважин Газогидродинамические исследования скважин включают в себя комплекс взаимосвязанных методов, отличающихся теоретической основой, технологией и техникой исполнения. По данным этих исследований определяют следующие параметры: геометрические характеристики залежи; коллекторские и фильтрационные свойства пласта, их изменение по площади и разрезу пласта, а также стволу газовой скважины; гидродинамические и термодинамические условия в стволе скважины в процессе эксплуатации; изменение фазовых состояний при движении природного газа в пласте, стволе скважины и наземных сооружениях в процессе разработки месторождения (залежи); условия скопления и выноса жидкости и твердых примесей с забоя скважины, эффективность их удаления; последствия процесса коррозии, степень и характер его изменения при исследовании и эксплуатации скважин, в продукции которых содержатся агрессивные компоненты; технологический режим работы скважин с учетом имеющихся ограничений ее производительности. На разных этапах изученности и освоения месторождения требования, предъявляемые к газогидродинамическим исследованиям, различны. В целом исследования скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях делятся на первичные, текущие и специальные. Первичные исследования проводятся во всех разведочных и эксплуатационных скважинах, составляют начальную гидродинамическую основу и проводятся для определения параметров и продуктивной характеристики пласта, оценки добывных возможностей скважины и обоснования выбора технологического режима работы скважины. Текущие исследования проводятся на эксплуатационных скважинах в процессе разработки месторождения, их основной задачей является получение необходимой исходной информации для анализа и контроля за разработкой. Специальные исследования проводятся для определения параметров, обусловленных конкретными условиями месторождения. С учетом существующих технологий проведения газогидродинамических исследований, выделяют две группы исследований: исследования при установившемся (стационарном) режиме фильтрации газа (метод установившихся отборов) и при неустановившемся (нестационарном) режиме фильтрации газа. Под установившимся режимом фильтрации газа понимают такие условия движения флюида в пласте, при которых изменение давления и дебита в течение опреде87 ленного промежутка времени существующими контрольно-измерительными приборами не фиксируется. Исследования скважин при неустановившемся режиме фильтрации газа отличаются меньшим временем и затратами на его проведение. При этом виде исследований можно получить сведения о фильтрационных характеристиках пласта, оценить степень гидродинамического совершенства скважины и фильтрационноемкостные свойства удаленных от прискважинной зоны участков пласта. 4.1 Подготовка исследованиям скважины к газогидродинамическим Подготовка скважины к газогидродинамическим исследованиям обусловливается назначением исследования (первичное, текущее, специальное) и объемом требуемой информации; геологическими особенностями залежи, характеристикой пористой среды и получаемой продукции (наличие значительного количества конденсационной воды, конденсата, фильтрата бурового раствора, агрессивных компонентов в составе газа, возможность разрушения призабойной зоны, образование гидратов в стволе скважины в процессе исследования, подтягивание конуса подошвенной воды); конструкцией скважины и применяемых глубинных приборов; степенью освоения месторождения (наличие наземных коммуникаций по сбору и осушке газа). Перед исследованием скважины, вышедшей из бурения, необходимо освоить ее, не допуская при этом образования на забое песчано-глинистой пробки. В условиях возможного разрушения пласта и подтягивания конуса подошвенной воды создание больших депрессий на пласт не допускается. Необходимо продуть скважину, в процессе осуществлять контроль за выносом примесей в потоке газа с помощью сепарационных установок. Оборудование устья скважины для проведения газогидродинамических исследований в зависимости от стадии освоения месторождения, их цели и назначения, характеристики залежи проводится в основном по двум схемам, представленным на рисунках 4.1 и 4.2. Устье скважины, не подключенной к промысловому газосборному пункту, перед газогидродинамическим исследованием оборудуется лубрикатором, образцовыми манометрами, сепаратором, измерителем расхода, термометрами и выкидной линией для факела (рисунок 4.1). В зависимости от намеченной програм- 88 мы возможны некоторые изменения отдельных узлов указанной схемы. В частности, если предполагается проведение глубинной дебитометрии или измерения забойного давления и температуры приборами с дистанционной регистрацией, то вместо обычного лубрикатора устанавливается лубрикатор для спуска приборов на кабеле. При этом машина с лебедкой заменяется геофизической каротажной станцией. Наиболее распространенная схема обвязки устья скважин, подключенных к промысловому газосборному пункту, предусматривает индивидуальное исследование каждой из них. Такая схема (рисунок 4.2) требует оборудования устья скважины лишь лубрикатором, образцовыми манометрами, термометрами и подключения скважины к исследовательской линии. Расход газа определяется по данным расходомера, установленного на исследовательской линии. Большинство газогидродинамических и комплексных (с промыслово-геофизическими) исследований проводится в скважинах, подключенных к промысловому газосборному пункту. Основное преимущество подключенных скважин – возможность проведения исследовательских работ без выпуска газа в атмосферу. 1 - скважина; 2 - фонтанная арматура; 3 - лубрикатор; 4 - исследовательский автомобиль с лебедкой; 5 - сепаратор; 6 - емкость для замера объёма жидкости; 7 - измеритель расхода газа (ДИКТ); 8 - факельная линия; 9 - манометры; 10 - термометр; 11 - глубинный прибор; 12 - крепление выкидной линии; 13 - линия ввода ингибитора Рисунок 4.1 – Оборудование устья скважины, не подключенной к газосборному пункту 89 1 – фонтанная арматура; 2 – манометры; 3 – термометры; 4 – емкости для жидких и твердых примесей; 5 – опоры; 6- сепаратор (трубный); 7 – измеритель расхода газа; 8 – линия ввода ингибитора; 9 – факельная линия Рисунок 4.2 – Оборудование устья скважины, подключенной к газосборному пункту Однако при исследовании с выпуском газа в газопровод разница между пластовым и устьевым (после сепаратора) давлениями должна компенсировать потери давления при движении газа в пласте до забоя, по стволу скважины, а также потери в сепараторе на всех режимах исследования. В некоторых случаях, когда скважины вскрывают пласты с низким давлением, и практически на всех месторождениях на завершающей стадии их разработки, исследования с выпуском газа в газопровод встречают определенные трудности. Это связано с тем, что небольшая разница между давлением в газопроводе и устьевым давлением после сепаратора ограничивает число режимов исследования. С целью обеспечения достаточного диапазона изменения устьевого давления на общей схеме оборудования скважины, подключенной к газосборному пункту, предусмотрена факельная линия для проведения части исследований с выпуском газа в атмосферу. 90 4.2 Исследование скважин при установившемся режиме фильтрации газа Исследование газовых и газоконденсатных скважин при установившейся фильтрации газа, часто называемое методом установившихся отборов, базируется на связи между установившимися забойными (устьевыми) давлениями и дебитом газа на различных режимах. Данное исследование является основным методом получения информации о текущем состоянии скважины и ее призабойной зоны. На основе результатов исследования оценивается продуктивная характеристика скважины, ее потенциальные возможности по добыче углеводородного сырья, а также определяются условия безгидратной и безводной эксплуатации, величина максимальной допустимой депрессии на пласт, температурный режим работы скважины. Абсолютно установившегося режима фильтрации газа (газоконденсатной смеси) в пласте не существует. Однако, с определенной условностью, фильтрацию газа в некоторых случаях можно считать установившейся. В реальных условиях за установившийся приток газа к скважине можно принять такой приток, при котором изменение давления и дебита в течение определенного промежутка времени существующими контрольно-измерительными приборами не фиксируется. Поэтому в промысловых условиях наступлением установившегося режима фильтрации считается момент, начиная с которого измеряемый параметр перестает изменяться. 4.2.1 Технология исследования скважины при установившемся режиме фильтрации Для установления связи между установившимися забойными (устьевыми) давлениями и дебитом газа на различных режимах с целью определения зависимости дебита газа от депрессии на пласт и давления на устье; изменения забойного и устьевого давлений и температур от дебита скважин; коэффициентов фильтрационного сопротивления; количества выносимых жидких и твердых примесей на различных режимах; условий разрушения призабойной зоны, накопления и выноса твердых и жидких частиц с забоя скважины; технологического режима работы скважин с учетом различных факторов; коэффициента гидравлического 91 сопротивления труб; эффективности ремонтно-профилактических работ (интенсификация, крепление призабойной зоны, дополнительная перфорация, установка мостов, замена лифтовых труб) – проводятся исследования скважин при установившемся режиме фильтрации газа. Исследование проводится в соответствии с заранее составленной программой работ. В зависимости от обустройства промысла подготавливают соответствующие приборы и оборудование и монтируют их на скважине согласно схемам, показанным выше на рисунках 4.1, 4.2. Освоение скважины проводится с учетом положений, приведенных в п. 4.1. Исключение составляют только специальные исследования, как, например, исследования, проводимые для изучения влияния накопления жидкости в стволе скважины и ее выноса на продуктивную характеристику, влияния прорыва воды к скважине. Технология исследования скважины при установившемся режиме фильтрации предусматривает, что перед началом исследования давление на устье скважины должно быть статическим. Как правило, исследование проводится начиная от меньших дебитов к большим (прямой ход). Скважину следует пускать в работу с небольшим дебитом до полной стабилизации давления и дебита. Первая точка индикаторной линии фиксируется тогда, когда давление и дебит скважины на данной диафрагме (шайбе, штуцере) не изменяется во времени. Процесс стабилизации давления и дебита непрерывно регистрируется и полученное давление используется для определения параметров пласта. После проведения соответствующих замеров давления на забое, на устье (в лифтовых трубах), в затрубном и межтрубном пространствах и температуры в необходимых точках, дебитов газа, жидкости и количества твердых частиц скважину закрывают. Давление в скважине начинает восстанавливаться. Процесс восстановления устьевого давления до статического также фиксируется непрерывно, что позволяет при соответствующей обработке определить параметры пласта по кривой восстановления давления (КВД). Полный цикл изменения давления во времени на одном режиме показан на рисунке 4.3. Исследование скважин проводится не менее чем на 5-6 режимах прямого и 2-3 режимах обратного хода. На всех режимах необходимо соблюдать условия, выполненные на первом режиме, и провести аналогичные замеры давления, температуры, дебита газа, жидкости и твердых частиц. Весь процесс снятия индика92 торной линии при установившихся режимах фильтрации газа показан на рисунке 4.4. Желательно, чтобы один из режимов обратного хода был с наименьшим дебитом для качественной оценки наличия жидкости на забое, вынос которой был затруднен на режимах прямого хода. При наличии пакера в затрубном пространстве и значительного количества влаги в потоке газа определение забойного давления по давлению на устье приводит к существенным погрешностям. В этом случае следует пользоваться глубинным манометром с местной или дистанционной регистрацией забойного давления на различных режимах. Для скважины с чистым забоем забойное давление можно определить расчетным путем. При возможном образовании столба жидкости в скважине, расчетное забойное давление по замерам на устье определяется приближенно, поэтому необходимо пользоваться глубинным манометром. Если скважина перед началом исследования работала, то следует ее закрывать для восстановления давления до статического, затем измерить давление, температуру с целью определения пластового давления. Давление P ст P ст Работа на режиме t стаб Стабилизация на режиме tв Восстановление после режима Продолжительность исследования Рисунок 4.3 – Полный цикл изменения давления во времени на одном режиме исследования 93 Рисунок 4.4 - Типовая последовательность исследований скважины при установившемся режиме фильтрации В разведочных и эксплуатационных скважинах достоверность получаемых результатов существенным образом зависит от конструкции скважины и забойного оборудования. Полный цикл исследования при установившемся режиме фильтрации газа можно осуществить лишь при всестороннем использовании существующих средств для исследования скважин. Поэтому на месторождениях со значительной толщиной и неоднородностью продуктивного разреза в неизученных частях залежи в отдельных разведочных и эксплуатационных скважинах лифтовые трубы следует спускать до кровли пласта. В проекте разработки месторождения, в зависимости от характеристики пористой среды, для текущих и специальных исследований, должно быть предусмотрено выделение специально оборудованной группы скважин, в которых глубина спуска лифтовых труб, оборудование забоя клапанами-отсекателями не препятствует проведению дебитометрии, термометрии и других глубинных контрольно-измерительных работ. 4.2.2 Методы обработки результатов исследований Уравнение притока газа к забою совершенной скважины, характеризующее зависимость потерь пластовой энергии (Pпл2 - Pз2) от дебита газа, имеет вид: Pпл2 - Pз2 = а·Q + b·Q2 (4.1) 94 где а и b - коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны пласта и конструкции забоя скважины (а – линейный коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа2/(тыс.м3/сут); b - квадратичный коэффициент фильтрационного сопротивления, МПа2/(тыс.м3/сут)2), зависящие от ФЕС пласта, несовершенства скважины, геометрии зоны дренирования, свойств газа); Pпл и Pз – соответственно пластовое и забойное давление, МПа; Q дебит скважины, тыс. м3/сут. Аналитически коэффициенты фильтрационного сопротивления а и b описываются следующими формулами: а= 3,68·μ·z·Pст·Tпл k·h·Tст ·[ln(Rк/Rс)+C1+C2] (4.2) 0,0000068·ρст·z·Pст·Tп ·[(1/Rс)-(1/Rк)+C3+C4] (4.3) л l·h2·Tст где μ - коэффициент вязкости, мПа·с; z - коэффициент сверхсжимаемости b= газа, доли ед.; Pст, - значение стандартного давления, МПа; Tст – значение стандартной температуры, К; Tпл – значение пластовой температуры, К; k - проницаемость пласта, мкм2; h – толщина пласта, м; l – коэффициент макрошероховатости пласта, мкм; ρст – плотность газа при стандартных условиях, кг/м3; C1 и C3 - коэффициенты совершенства скважины по степени вскрытия пласта, доли ед. и 1/м соответственно; C2 и C4 - коэффициенты совершенства по характеру вскрытия пласта, б/р и 1/м соответственно; Rк, Rс - радиус контура питания и радиус скважины, м. При практических расчетах значение Rс берется по радиусу долота, которым вскрывался продуктивный пласт. Для устойчивых пластов, эксплуатируемых скважинами с открытым забоем, величина Rс по долоту соответствует истинному радиусу скважины. Для получения простых расчетных формул внешняя граница влияния работы скважин принимается в виде окружности с радиусом Rк. Погрешность при замене фактического контура влияния скважины эквивалентной окружностью радиуса Rк не очень велика. Так, например, при замене Rк = 750 м на 250 и 500 м, коэффициент а изменяется на 12 и 4,5 % соответственно. Как правило, Rк определяют как половину расстояния между исследуемой и соседними скважинами. 95 Аналитические выражения для определения параметров Rс, Rк, Rк пр, Ryc, C1, C2, C3, C4 приведены в Методической части Инструкции. Зависимость Pпл2 - Pз2 от Q по формуле (4.1), называемая индикаторной линией, показана на рис. 4.5. Рисунок 4.5 - Зависимость Pпл2 - Pз2 от Q (1); зависимость (Pпл2 - Pз2)/ Q от Q (2). Для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления а и b применяют несколько методов (графические и численные), учитывающих характерные случаи и особенности исследований скважин на различных месторождениях. Графический способ определения коэффициентов а и b: по результатам исследования скважины для каждого режима вычисляют (Pпл2 - Pз2)/Q, по полученным значениям строят график в зависимости от Q (рисунок 4.5). Коэффициент а определяется как отрезок, отсекаемый полученной прямой на оси ординат, коэффициент b — как тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс. Пример. Обработка результатов исследования скважины приведена в таблице 4.1 и на рисунке 4.6. Замеренное пластовое давление составило 24,16 МПа. Таблица 4.1 - Результаты исследований скважины на установившемся режиме фильтрации Номер 2 2 2 2 2 3 Q, тыс.м /сут 2 (Pпл -Pз )/Q, Pз , МПа 1 24,35 592,92 8,14 100 0,081 2 23,96 574,08 26,98 200 0,135 3 23,37 546,15 54,91 300 0,183 4 22,55 508,50 92,56 400 0,231 5 21,48 461,39 139,67 500 0,279 режима Pпл -Pз , МПа 2 Pз, МПа 2 3 МПа /тыс.м /сут 96 ΔP2 , МПа2/тыс.м3/сут Q ΔP2, МПа2 180 0,35 160 0,3 140 0,25 y = 0,0005x2 + 0,0374x 120 100 0,2 80 0,15 60 y = 0,0005x + 0,0343 0,1 40 0,05 20 100 200 300 400 500 600 Qг, тыс.м3/сут 100 200 300 400 500 600 Qг, тыс.м3/сут Рисунок 4.6 - Обработка результатов исследования скважины По результатам обработки получаем коэффициенты фильтрационных сопротивлений a = 0,0343 МПа2/тыс.м3/сут, b = 0,0005 МПа2/(тыс.м3/сут)2. Численный способ определения коэффициентов а и b, с использованием следующих формул: P a b 2 / Q Q2   Q P 2 N Q2    Q  2 N P 2   Q P 2 / Q N Q2    Q  2 (4.4) (4.5) где ΔP2 = Pпл2 - Pз2, N – общее число режимов. Суммы берутся по всем измеренным значениям ΔP2 и Q. В тех случаях, когда по каким-либо причинам пластовое давление определено с большой погрешностью, результаты исследования следует обрабатывать в координатах (Pзi2 - Pзn2)/(Qn - Qi) от (Qn + Qi). Здесь i = 1,2,3 …m; n – порядковый номер одного из режима исследования, m – общее число режимов. Коэффициенты а и b при этом могут быть определены как графически, так и численно. Графический способ определения коэффициентов а и b: по результатам исследования скважины для каждого режима вычисляют (Pзi2 - Pзn2)/(Qn - Qi), по полученным значениям строят график в зависимости от (Qn + Qi). Результаты исследования, обработанные в этих координатах, располагаются по прямой, отсекающей на оси ординат отрезок, равный а, и имеющий угол наклона к оси абсцисс, тангенс которого равен b (рисунок 4.7). Пример. Сопоставление результатов обработки данных исследования скважины при известном пластовом давлении - в координатах (Pпл2-Pз2)/Q от Q , и при неизвестном – в координатах (Pзi2-Pз2)/(Q – Qi) от (Q + Qi). 97 Таблица 4.2 - Результаты исследований скважины на установившемся режиме фильтрации 2 номер режима Q, 3 тыс.м /сут 2 2 (Pпл -Pз ), 2 Pз, МПа МПа 2 (Pпл -Pз ) Q, 2 3 МПа /тыс.м /сут 2 Q + Qi , 3 тыс.м /сут 2 (Pзi - Pз ) (Q - Q1), 2 3 МПа /тыс.м /сут 1 332 13,96 0,838 0,002524 2 496 13,94 1,397 0,002817 1023 0,0034 3 691 13,91 2,232 0,003230 1227 0,0039 4 895 13,88 3,066 0,003426 1408 0,004 5 1076 13,86 3,621 0,003365 1229 0,0037 6 897 13,89 2,788 0,003108 1022 0,0035 7 690 13,92 1,954 0,002832 0,0031 По результатам обработки в координатах (Pпл2-Pз2)/Q от Q (при известном пластовом давлении) получаем коэффициенты фильтрационных сопротивлений a = 0,00222 МПа2/(тыс.м3/сут), b = 1,14 10-6 МПа2/(тыс.м3/сут)2; в координатах (Pзi2-Pз2)/(Q – Qi) от (Q + Qi) (при неизвестном пластовом давлении) получаем коэффициенты фильтрационных сопротивлений a = 0,00284 МПа2/(тыс.м3/сут), b = (Pпл2-Pзаб 2)/Q, (Pзаб 12-Pзаб 2)/Q, МПа 2/тыс.м3/сут 0,66 10-6 МПа2/(тыс.м3/сут)2. 0,0045 0,0040 0,0035 0,0030 0,0025 0,0020 0,0015 0,0010 0,0005 0,0000 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 Q, Q+Q1, тыс.м3/сут Рисунок 4.7 – Зависимость (Pпл2 - Pз2)/Q от Q (1) и (Pзi2 - Pзп2)/(Qп – Q) от Qп + Qi) Численный способ определения коэффициентов а и b, с использованием следующих формул: a  (P 2 зi  Pзп2 ) /(Qn  Qi ) (Qn  Qi )2   (Qn  Qi ) (Pзi2  Pзп2 )(Qn  Qi ) /(Qn  Qi ) N (Qn  Qi )2   (Qn  Qi )  (4.6) 2 98 b N (Pзi2  Pзп2 ) /(Qn  Qi ) /(Qn  Qi )   (Qn  Qi ) (Pзi2  Pзп2 ) /(Qn  Qi ) N (Qn  Qi )2   (Qn  Qi )  2 (4.7) где N – число режимов, уменьшенное на единицу. По формулам (4.6) и (4.7) вычислять коэффициенты а и b рекомендуется только при наличии большого числа точек (15 - 20), так как в противном случае точность полученных значений будет очень низкой. Определив а и b вышеуказанными способами, можно вычислить пластовое давление по формуле: Pпл = (Pз2+ aQ + bQ2)1/2 (4.8) Влияние различных факторов на форму индикаторной линии В результате правильно проведенных исследований скважины должна быть получена связь между перепадом давления Pпл2 - Pз2 и дебитом Q, выражающаяся двучленной формулой (4.1). Данная формула, описывающая приток газа к скважине, в графической форме представляет параболу, проходящую через начало координат. Если индикаторная линия не проходит через начало координат, то это означает, что на уравнение притока влияют различные факторы: неточное определение пластовых и забойных давлений вследствие неполной стабилизации, наличие жидкости на забое и погрешности определения реальных коэффициентов сопротивления при движении газа от забоя до устья. В данном случае исследование скважины необходимо повторить. Если это невозможно, следует использовать приближенные методы обработки результатов исследования. Пластовое давление полностью не восстановилось Если измеренное пластовое давление Pпл.зам отличается от истинного Pпл на величину δ, то истинное пластовое давление будет определено по формуле: Pпл = Pпл.зам + δ (4.9) Для величины измеренного пластового давления уравнение притока будет иметь вид: Pпл.зам2 - Pз2 = aQ + bQ2 - Спл где Cпл = 2·Pпл.зам2·δ + δ2 (4.10) (4.11) 99 Формула для обработки результатов исследований в этом случае имеет вид: (Pпл.зам2 - Pз2 + Cпл)/Q = a + b·Q (4.12) Рисунок 4.8 – Зависимость (Pпл.зам2 - Pз2) от Q Рисунок 4.9 – Зависимости (Pпл.зам2 - Pз2)/Q от Q (1); (Pпл.зам2 - Pз2 + Cпл)/Q от Q (2) Если неизвестно значение пластового давления, то следует сначала результаты исследования скважины обработать в координатах (Pпл.зам2 - Pз2) от Q (рисунок 4.8). При этом индикаторная кривая отсечет на оси ординат отрезок, равный Cпл. Далее можно рассчитать δ, а коэффициенты фильтрационных сопротивлений а и b определить графически из зависимости, построенной в координатах (Pпл.зам2 - Pз2 + Cпл)/Q от Q (рисунок 4.9, результаты обработки по формуле (4.12) показаны линией 2). Из рисунка 4.9 видно, что при неправильном определении пластового давления индикаторная линия не является прямой, а ее обработка приведет к занижению коэффициента а (возможно, до физически нереальных отрицательных значений) и завышению коэффициента b. 100 Забойное давление не стабилизировалось Аналогично выглядит индикаторная линия в случае, если забойное давление на всех режимах завышено. В этом случае получают индикаторную линию, показанную на рисунке 4.10. Рисунок 4.10 – Зависимость (Pпл2 - Pз.зам2) от Q При определении коэффициентов фильтрационного сопротивления а и b по устьевым замерам 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. В силу этого индикаторная линия (Pпл2 - Pз2) от Q также может не проходить через начало координат, отсекая на ней некоторый отрезок, а в координатах (Pпл2 - Pз2)/Q от Q будет искривляться. Определение коэффициентов фильтрационных сопротивлений а и b осуществляется путем подбора такого коэффициента Cз0, при котором индикаторная линия в координатах (Pпл2 - Pз2 + Cз0)/Q от Q будет прямой (рис. 4.11). Рисунок 4.11 – Зависимость (Pпл2 - Pз.зам2) от Q (1), (Pпл2 - Pз2 + Cз0)/Q от Q (2) 101 Коэффициент гидравлического сопротивления лифтовых труб неизвестен Если комплексный коэффициент гидравлического сопротивления лифтовых труб (θ) неизвестен и, следовательно, забойное давление может быть определено только приближенно, то обработку индикаторной линии ранее [4.1] предлагалось проводить по формуле: Pпл2 - Pу2е2S = а·Q +(b + θ)·Q2 (4.13) θ =1,324 λ (zcр2 Tcр2) (е2S - 1)/d5 где S = 0,03415отн L / zcрTcр , Порядок определения и размерности параметров, входящих в формулу (4.13), приведены в главе 3. Результаты исследования обрабатываются в координатах (Pпл2 - Pу2е2S) и (Pпл2 - Pу2е2S)/Q от Q. Полученная при этом индикаторная линия (рисунок 4.12) отсекает на оси ординат отрезок, равный коэффициенту фильтрационного сопротивления а, тангенс угла наклона этой прямой равен b* = b + θ, где a и b - коэффициенты фильтрационного сопротивления; b* - комплексный коэффициент фильтрационного и гидравлического сопротивления. ΔP2 Q ΔP2, МПа2 2 0,40 160 0,30 120 0,20 80 0,10 40 1 4 3 100 200 300 400 500 600 700 Qг, тыс.м3/сут 1- (Pпл2 - Рисунок 4.12 – Обработка результатов исследования: Pз2); 2 - (Pпл2 - Pу2е2S); 3 - (Pпл2 - Pз)/Q от Q; 4 - (Pпл2 - Pу2е2S)/Q от Q. Однако, опыт обработки и интерпретации результатов исследований запакерованных скважин показывает на необходимость уточнения существующего метода обработки результатов исследований, основанного на использовании формулы (4.13). 102 В случае, когда комплексный коэффициент гидравлического сопротивления лифтовых труб неизвестен необходимо индикаторную линию обрабатывать по формуле: Pпл2 - Pу2е2S = а*·Q + b*·Q2 (4.14) Результаты исследования обрабатывают в координатах (Pпл2 - Pу2е2S) и (Pпл2-Pу2е2S)/Q от Q. Полученная при этом индикаторная линия отсекает на оси ординат отрезок, равный а*, тангенс угла наклона этой прямой равен b*, где а* = a + n + 2n', b* = b + m + 2m' - комплексные коэффициенты фильтрационного и гидравлического сопротивления системы «пласт-скважина» движению газа; a и b - коэффициенты фильтрационного сопротивления; n, m, n', m' - эмпирические коэффициенты, характеризующие зависимость  = f (Q). Эмпирические коэффициенты n, m, n', m' определяются по результатам первичных исследований скважины, проведенных до запакерования. Использование комплексных коэффициентов фильтрационного и гидравлического сопротивления системы «пласт-скважина» движению газа (а* и b*) эффективно при оперативном управлении (контроль и регулирование) запакерованными скважинами в процессе разработки месторождения. 4.2.3 Особенности обработки результатов исследований скважин с учетом различных условий их эксплуатации Исследование скважин в условиях скопления и очищения забоя от жидких и твердых частиц В процессе исследования скважины возможно образование песчаножидкостной пробки или ее очищение по мере роста депрессии на пласт. При наличии песчаной или жидкостной пробки увеличение скорости приводит к разрушению и постепенному уменьшению пробки, что существенно влияет на коэффициенты сопротивления a и b. Наличие песчаной пробки в скважине практически равносильно несовершенству скважины по степени вскрытия, то есть отличию от нуля коэффициентов совершенства скважины по степени вскрытия пласта C1 и C3. В процессе исследования коэффициенты сопротивления a и b могут существенно изменяться за счет увеличения C1 и C3 (если в процессе исследования происходит образование песчаной пробки) или за счет их снижения в результате очищения забоя по мере роста депрессии на пласт. 103 В большинстве случаев, встречаемых при исследовании скважин, происходит разрушение песчаной пробки, поэтому в результате уменьшения высоты пробки по мере роста депрессии на пласт происходит снижение величин a и b. Это приводит к искажению формы индикаторной линии. Экспериментально установлено, что для выноса частиц породы скорость потока должна быть более 2 м/с. Характер изменения высоты пробки, образованной из кварцевого песка с песчинками произвольной формы диаметром от 0,05·10-3 до 0,2·10-3 м показан на рисунке 4.13. Рисунок 4.13 – Зависимость относительной высоты пробки от скорости газа При исследовании скважины с разрушением пласта и выносом породы требуется определить максимальную депрессию, при которой не происходит разрушения пласта, а также зависимость содержания твердых частиц в продукции от депрессии. При проведении исследований на установившихся режимах важно оценить предельную величину дебита, выше которой вынос песка прекращается (пробка разрушается). Коэффициенты фильтрационных сопротивлений a и b следует определять по режимам, полученным после разрушения пробки. Обработка индикаторной линии, построенной по данным эксплуатации скважины Приемлемость использования данных эксплуатации для оценки текущих продуктивных характеристик скважины путем построения и обработки индикаторной линии и определения по ней коэффициентов фильтрационного сопротивления а, b и, следовательно, проницаемости, гидропроводности, пьезопроводности и других параметров пласта подтверждена теоретическими и экспериментальными исследованиями. 104 Пользоваться индикаторной линией, построенной по данным эксплуатации, для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления следует тогда, когда в процессе обработки не происходит разрушения призабойной зоны, газоносный пласт не обводняется контурной или подошвенной водой в области дренирования рассматриваемой скважины, насыщенность жидкостью призабойной зоны пласта практически не изменяется. Исходными данными для построения индикаторной линии по данным эксплуатации могут служить зарегистрированные на промыслах режимные изменения в процессе разработки, как запланированные, так и случайные, вызванные необходимостью временного увеличения или уменьшения отбора из скважины с замером при этом давления и дебита газа. Методика определения коэффициентов фильтрационного сопротивления а и b по индикаторной линии, построенной по данным эксплуатации скважин, заключается в следующем. Из имеющихся данных эксплуатации скважины выбирают несколько (минимум шесть-восемь) периодов ее работы с различными технологическими режимами, которые принимаются в качестве режимов исследования скважины (при этом, чем больше число точек за выбранный промежуток времени, тем надежнее построенная индикаторная линия). Для каждого из выделенных режимов используются зарегистрированные величины пластового, забойного давления и дебита. В случае отсутствия замера пластового давления на отдельных или на всех режимах, оно принимается по карте изобар (с пересчетом на отметку середины интервала перфорации скважины), оценивается по уравнению материального баланса для рассматриваемого участка залежи либо принимается по данным моделирования разработки (авторского сопровождения проекта разработки). Забойное давление определяется либо по имеющимся замерам на некоторых режимах, либо рассчитывается по устьевым давлениям в трубах или затрубном пространстве. Выбранные режимы обрабатываются по двучленной формуле притока газа (4.1). Существенное изменение коэффициентов фильтрационных сопротивлений a и b дает основания для планирования проведения текущих исследований скважины с использованием тарированных приборов и оборудования. 105 Исследование скважин с выпуском газа в газопровод При исследовании скважин с выпуском газа в газопровод диапазон изменения дебита по сравнению с дебитом, полученным при исследовании в атмосферу, заметно сужается из-за давления, поддерживаемого в системе внутрипромыслового сбора и подготовки газа, куда после диафрагмы поступает газ. Ограничение, накладываемое противодавлением системы внутрипромыслового сбора, подготовки и транспорта газа, не всегда позволяет качественно снять индикаторную линию в скважинах в зависимости от продуктивности пласта и пропускной способности скважины и шлейфа. Предельное значение дебита, обусловленное продуктивной характеристикой и конструкцией скважины, при исследовании с выпуском газа в атмосферу определяется по формуле: Q = (- а* + (а*2 + 4b*(Pпл2 – Pу2е2S))1/2)/2 b* (4.15) При поддержании заданного после диафрагмы давления P2 в системе внутрипромыслового сбора, подготовки и транспорта газа предельная производительность скважины будет определяться по формуле: Q = (- а* + (а*2 + 4b*(Pпл2 - P22е2S))1/2)/2 b* (4.16) Входящие в формулы (4.15) и (4.16) комплексные коэффициенты фильтрационного сопротивления a*, b* и коэффициент S определяются в соответствии с методиками, изложенными в данной главе и главе 3. Таким образом, если дебиты скважины, определяемые по формулам (4.15) или (4.16), соответствуют 80 % максимума шкалы расходомера, то при исследовании скважины с выпуском газа в газопровод не возникнут причины, ограничивающие получение всей индикаторной линии. Однако при отсутствии системы измерения дебита расходомером в процессе исследования скважины с выпуском газа в газопровод в некоторых случаях возникают условия, ограничивающие снятие индикаторной линии. В целом эти ограничения возникают в следующих случаях. Для снятия индикаторной линии необходимо снижение давления после диафрагмы практически до атмосферного, поэтому минимальный дебит, измеря- 106 емый расходомером, не позволяет, из-за низкой точности, качественно снять начальный участок индикаторной линии. Эти недостатки могут быть устранены в следующих случаях: - В системе внутрипромыслового 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. - На замерном пункте установлен дополнительный расходомер, максимальный расход которого должен соответствовать минимальному пределу измерения дебита имеющегося дифманометра. Обычно к одному групповому сборному пункту подключены 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 (4.15). Порядок проведения исследования скважин с выпуском газа в газопровод методом установившихся отборов заключается в следующем. Оценивается дебит скважины по формулам (4.15) или (4.16) по исходным данным, полученным в результате предыдущих исследований. Если скважина исследуется впервые, то ее дебит ориентировочно оценивается по данным соседних скважин, соответствующих по своим геолого-техническим данным исследуемой, а также с учетом результатов ее продувки. Если дебит скважины значительно ниже, чем верхний предел шкалы расходомера, рассчитанного на высокую производительность, то исследование на всех режимах проводится с расходомером, рассчитанным на низкую производительность. Измерение давления до диафрагмы и перепада давления можно осуществить как самим дифманометром, так и отдельными образцовыми манометрами синхронно с измерением давлений на устье и забое скважины. Необходимое давление после диафрагм определяется предварительно с учетом устьевого давления, длины шлейфа и давления сепарации и устанавливается путем использования штуцеров или регулируемых задвижек. 107 Исследование скважин в условиях гидратообразования Образование гидратов в призабойной зоне пласта, стволе скважины, шлейфе, штуцере приводит к осложнениям при исследовании и искажению их результатов. На большинстве северных месторождений, имеющих сравнительно низкие температуры пласта, в процессе исследования скважин при установившемся режиме фильтрации газа возникают условия для образования гидратов. Эти условия зависят, прежде всего, от состава газа, его влагосодержания, давлений по пути движения газа, теплофизических свойств газа и окружающей ствол скважины среды. Различия перечисленных параметров на месторождениях обусловливают неоднозначность равновесных условий гидратообразования даже в пределах одного месторождения со значительной газоносной толщиной и площадью. Условия образования гидратов оцениваются по величинам давления и температуры гидратообразования. Возможность образования гидратов в процессе исследования 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. При первичном исследовании скважины, проводимом, как правило, с выпуском газа в атмосферу, возможность образования гидратов оценивается на стадии планирования исследований. В условиях возможного образования гидратов, качественное исследование скважин (исключая специальные исследования) при установившемся режиме фильтрации газа достигается только при условии применения ингибиторов или забойных нагревателей. Основными ингибиторами, применяемыми в газовой промышленности, являются: метиловый спирт (метанол), хлористый кальций, гликоли (этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль). Расход ингибитора определяется исходя из влагосодержания газа. Характеристика ингибиторов и их эффективность меняются в зависимости от их концентрации в растворе. Для предупреждения образования гидратов в состав обвязки скважины включается емкость с ингибитором. Ингибитор подается в поток на устье скважины перед регулируемым штуцером. Требуемое количество ингибитора определяют исходя из влагосодержания газа в пластовых и устьевых условиях, дебита скважины и необходимой концентрации ингибитора. Ингибиторы гидратообразования снижают температуру гидратообразования и снимают ограничения, вызванные депрессией по пути движения газа и расходом газа. Критерии выбора ингибитора гидратообразования - его способность пони108 жать температуру гидратообразования, его стоимость, растворимость в воде, температура замерзания водных растворов, вязкость, возможность регенерации на промысле с минимальными потерями ингибитора. Более подробно условия возможного образования гидратов, методика расчета расхода ингибиторов гидратообразования и оценки эффективности их применения приведены в Методической части Инструкции. Исследование скважин с длительным периодом стабилизации забойного давления и дебита Обязательным условием для исследования при режиме установившейся фильтрации газа является полная стабилизация давления и дебита на каждом режиме исследования. Это условие достаточно быстро (от нескольких минут до нескольких часов на каждом режиме) выполняется на скважинах, вскрывающих высокопродуктивные пласты. Исследование скважин, вскрывших пласты с низкими продуктивными характеристиками, показало, что достижение полной стабилизации забойного давления и дебита на каждом режиме и восстановления давления между режимами требует времени до месяца и более. Поэтому для скважин, вскрывших низкопродуктивные коллекторы, разработаны различные модификации метода исследования при установившемся режиме фильтрации газа, позволяющие существенно сократить продолжительность времени. К числу модифицированных методов исследований относятся изохронный, экспресс-метод, ускоренно-изохронный метод и метод монотонно-ступенчатого изменения дебита. Все ускоренные методы исследования требуют одинакового времени работы скважины на нескольких режимах, а на одном из режимов - длительной работы до полной стабилизации давления и дебита (если скважина до исследований длительно работала на установившемся режиме, принимаются стабилизированные значения давления и дебита до проведения исследований). В общем случае условие изохронности реализуется, когда на каждом режиме исследования соответствующее отношение отбора газа к дебиту является постоянной величиной. При сравнительно быстрой стабилизации это равноценно условию одинаковой продолжительности исследования скважины на каждом режиме. На стадии планирования исследований их продолжительность определяется ориентировочно для каждой скважины в зависимости от параметров пласта. 109 Особенности исследований ускоренными методами показаны ниже на примере изохронного метода. Сущность изохронного метода заключается в следующем. На каждом режиме скважина работает одно и тоже время tр (рисунок 4.14). Это время значительно меньше, чем время полной стабилизации давления и дебита tстаб. Рисунок 4.14 – Характер изменения давления во времени при исследовании скважины изохронным методом: 1 - 6 – номера режимов; tр – продолжительность работы скважины на режиме; tстаб – время, необходимое для полной стабилизации забойного давления и дебита На практике величина tр принимается в пределах 30 - 60 мин. После каждого режима скважина закрывается и выдерживается в течение времени, необходимого для полного восстановления давления. При обработке используется формула: Pпл2 - Pз2 = а(tр)·Q + b·Q2 (4.17) где Pз и Q соответственно забойное давление и дебит в конце каждого режима. В результате обработки в координатах (Pпл2 - Pз2)/Q от Q определяются значения коэффициентов а(tр) и b. Они отличаются от «истинных» коэффициентов фильтрационного сопротивления а и b, получаемых при исследовании по традиционному методу. При этом коэффициент b отличается незначительно, а истинную величину коэффициента а рассчитывают по формуле: 110 (4.18) а = ((Pпл2 - Pз уст2) - b·Qуст2)/ Qуст где Pз.уст и Qуст соответственно забойное давление и дебит при работе на установившемся режиме. Пример. Обработка результатов исследования скважины изохронным методом приведена в таблице 4.3 и на рисунке 4.15. Таблица 4.3 Обработка результатов исследований скважины изохронным методом Номер режима 1 2 3 4 5 6 3 2 2 Pз, МПа Q, тыс.м /сут (Pпл -Pз ), МПа 13,62 13,00 11,63 10,07 6,52 8,62 Pз.уст = 9,98 Pпл = 14,08 52,0 94,6 158,8 208,0 276,5 243,6 Qуст = 105,4 12,74 29,25 62,99 96,84 155,74 123,94 2 2 2 (Pпл -Pз )/Q, 2 3 МПа /тыс.м /сут 0,245 0,309 0,397 0,466 0,563 0,509 ΔP2 , МПа2/тыс.м3/сут Q 0,7 0,6 0,5 y = 0,0014x + 0,1746 0,4 0,3 0,2 0,1 50 100 150 200 250 300 3 Q, тыс.м /сут Рисунок 4.15 – Обработка результатов исследования скважины изохроннным методом Коэффициент b = 0,0014 а(tр) 2 = 3 0,1746 2 МПа /(тыс.м /сут) . МПа2/(тыс.м3/сут), Значение коэффициента коэффициент а, равное 0,79 МПа2/(тыс.м3/сут), определенное по формуле (4.18), существенно отличается от полученного изохронным методом. Более подробно описание модифицированных методов исследования скважин с длительным периодом стабилизации забойного давления и дебита (изохронный, экспресс-метод, ускоренно-изохронный методы и метод монотонноступенчатого изменения дебита) приведены в Методической части Инструкции. 111 Исследование скважин на подземных хранилищах газа При проведении исследований на скважинах подземных хранилищ газа в пористых средах (выработанные месторождения и водоносные структуры) необходимо учитывать две особенности, отличающие их от газовых месторождений: на подземных хранилищах имеется три периода работы – период отбора, период закачки и нейтральный период, когда на хранилище газ не отбирается и не закачивается; процессы, происходящие на подземных хранилищах, отличаются быстротечностью - темп изменения пластового давления во времени выше, чем при разработке газовых месторождений (на порядок и более). Технология исследования скважины при отборе газа принципиально не отличается от технологии исследования на газовых скважинах, газ которых подается в газопровод. Различные режимы работы скважин на ПХГ создаются регулируемым штуцером, расход газа определяется в пункте замера по данным дифманометра (диапазон изменения расхода газа ограничивается приемистостью пласта, давлением в коллекторе и на входе в компрессорную станцию). Как правило, подземные хранилища газа создаются в пластах с достаточно хорошими коллекторскими свойствами, поэтому восстановление давления в скважинах происходит в достаточно короткие сроки. Измерение давления в течение длительного периода времени для определения пластового давления при отборе в работающих скважинах не имеет смысла, поскольку на его определение влияет общее падение давления в залежи. Одна из задач исследования скважин на ПХГ состоит в определении характера изменения индикаторной характеристики скважины в течение как сезона отбора, так и сезона закачки. За счет процесса внедрения (оттеснения) воды в объект хранения, в том числе в призабойную зону, происходит существенное изменение индикаторной характеристики. Индикаторная характеристика может изменяться также в связи с возможным загрязнением призабойной зоны в ходе закачки газа. При отборе, наоборот, может происходить очищение призабойной зоны. Поэтому в течение периода отбора (закачки) исследования скважины должны проводиться трижды: в начале, середине и в конце периода. Через 4-5 лет эти исследования должны быть повторены. При отборе во время этих исследований должно осуществляться измерение выноса пластовой воды. Если в процессе исследования установлена неизменность индикаторной характеристики, многократные исследования в течение года необязательны. 112 Поскольку на ПХГ осуществляется процесс закачки газа, то необходимо проводить исследования и при закачке газа в скважину. Эти исследования принципиально не отличаются от исследований в процессе отбора. В этом случае определяется величина репрессии: Pз2 - Pпл2 = а·Q + b·Q2 (4.19) Пример. Таблица 4.4 – Результаты исследований при закачке газа в скважину № шага Qскв (среднесут. за 3 шаг), тыс.м Рпл, скв, МПа Рз, скв, МПа Q, 3 2 (тыс.м ) ∆Р , 2 МПа (∆Р –С)/Q 1 117,74 3,86 4,23 13862,71 2,9933 0,012683 2 130,29 4,45 4,87 16975,48 3,9144 0,029844 3 152,49 5,01 5,46 23253,20 4,7115 0,030897 4 170,16 5,55 6,01 28954,43 5,3176 0,031251 5 184,54 6,08 6,55 34055,01 5,9361 0,032167 6 195,79 6,60 7,07 38333,72 6,4249 0,032815 7 204,32 7,10 7,56 41746,66 6,7436 0,033005 8 210,42 7,60 8,05 44276,58 7,0425 0,033469 9 214,67 8,09 8,52 46083,21 7,1423 0,033271 10 217,67 8,57 8,99 47380,23 7,3752 0,033882 11 219,88 9,05 9,45 48347,21 7,4000 0,033655 12 222,31 9,35 9,74 49421,74 7,4451 0,033490 2 2 2 Рисунок 4.16  Зависимость Pз2 - Pпл2 от Q  (1), (Pз2 - Pпл2  С)/Q от Q (2) При закачке газа возникает меньше проблем с определением забойного давления, поскольку в стволе скважины не содержится жидкость. 113 4.3 Исследование скважин при неустановившемся режиме фильтрации Исследования газовых и газоконденсатных скважин при неустановившемся режиме фильтрации базируются на процессах перераспределения давления в пласте при их пуске в работу или после остановки. Характер распределения давления в пласте и темп его изменения в скважине зависят от свойств газа и пористой среды и используются для определения фильтрационных и емкостных свойств пласта. В настоящее время широко используются два метода исследования газовых скважин при неустановившемся режиме фильтрации (рисунок 4.17): снятие кривых восстановления давления (КВД) после закрытия скважины; снятие кривых стабилизации забойного давления при пуске скважины в эксплуатацию. Крив ая в осст анов ления дав ления Давление Pзаб Крив ая ст абилизации дав ления Pуст Pпл Pст ат Время Дебит Крив ая ст абилизации дебит а Время Рисунок 4.17 – Методы исследования газовых скважин при неустановившемся режиме фильтрации Эти методы позволяют определить пластовое давление в районе исследуемой скважины, фильтрационно-емкостные характеристики пласта (гидропроводность, проводимость, пьезопроводность, пористость), а также выявить зоны с резко выраженной неоднородностью, находящиеся в области дренирования скважины. Сопоставление кривых восстановления и стабилизации давления позволяет оценивать также изменение параметров пласта в процессе работы скважины. 114 4.3.1 Технология получения кривой восстановления давления Для проведения исследования скважину оборудуют необходимыми контрольно-измерительными приборами (манометрами, расходомерами, термометрами). Наиболее достоверная информация о пласте будет получена при проведении исследований с использованием глубинных приборов. Глубинный манометр должен располагаться в скважине по возможности ближе к работающему интервалу. В процессе спуска глубинных манометров должны быть обеспечены остановки для получения поинтервального замера распределения давления по стволу скважины. До остановки скважины регистрируют изменение давления на головке скважины, в затрубном пространстве, а также изменение дебита. Для получения качественной КВД желательно, чтобы режим работы скважины до остановки был установившимся. О стабилизации режима судят по показаниям манометров, установленных на устье скважины. На этом режиме регистрируют установившееся давление, температуру, дебит газа, конденсата, воды. Затем скважину закрывают и регистрируют изменение во времени давления и температуры на забое скважины (с использованием глубинных приборов), на устье и в затрубном пространстве. Значение забойного давления в конце периода остановки определяет величину пластового давления в зоне дренирования скважины. В скважинах, оборудованных пакерами, а также при наличии в стволе скважины жидкости, для снятия КВД на забое должны использоваться глубинные манометры. Это предпочтительно во всех случаях, особенно в высокодебитных скважинах, работающих с малыми депрессиями и вскрывающих пласты с высокой температурой. Продолжительность регистрации КВД рекомендуется не менее суток. Для конкретных месторождений, пластов, скважин (низкодебитные, обводняющиеся) продолжительность снятия КВД устанавливается опытным путем. При использовании глубинных приборов после снятия КВД при их подъеме на поверхность рекомендуются кратковременные остановки для регистрации распределения давления по стволу остановленной скважины. 115 4.3.2 Обработка кривой восстановления давления Восстановление давления на забое остановленной скважины, дренирующей однородный пласт, при отсутствии притока газа к ее стволу аналитически описывается формулой: Pз2(t) = α + β·lg(t) (4.20) где Pз(t) - забойное давление, МПа; t - время с момента остановки скважины, с; lg(t) - десятичный логарифм времени. Коэффициенты α и β, зависящие от ФЕС пласта, аналитически выражаются формулами: α = Pз(t=0)2 + β·lg(2,25·æ/Rс.пр2) + b·Q2 β= 2,3·11,6·Q·μ·Tпл·zпл·Pст 2·π·k·h·Tст (4.21) (4.22) где Pз(t=0) - установившееся забойное давление до остановки скважины, МПа; Rс.пр - приведенный радиус скважины, м; b - коэффициент квадратичного фильтрационного сопротивления, МПа2/(тыс.м3/сут)2; Q - установившийся дебит до остановки, тыс.м3/сут; m - пористость, доли ед.; μ - вязкость газа в пластовых условиях, мПа·с; Pст и Tст - стандартные давление и температура, МПа и К соответственно; zпл - коэффициент сверхсжимаемости газа в пластовых условиях, доли ед.; k - проницаемость, мкм2 (10-12 м2); h - толщина пласта, м; æ – коэффициент пьезопроводности, м2/с. Коэффициент пьезопроводности æ определяется по формуле: æ= 0,001·k·Pпл m·μ (4.23) При обработке результатов исследования скважины строится зависимость квадрата забойного давления от времени в полулогарифмических координатах Pз2(t)=f(lg(t)) (рисунок 4.18). На КВД выделяется прямолинейный участок, по которому определяют отрезок, численно равный коэффициенту α и уклон графика, численно равный коэффициенту β. По величине коэффициента β получают параметр гидропроводности: 116 k·h = μ 4,23·Q·Tпл·zпл·Pст β·Tст (4.24) Pз2(t) 600 500 y x 400 β 300 y x α 200 100 1 2 3 4 5 6 lg (t) 7 Рисунок 4.18 - Обработка КВД в полулогарифмических координатах Пример. Снятие КВД скважины, работавшей до остановки с дебитом 754 тыс.м3/сут при забойном давлении 16,77 МПа, замерены забойные давления в течение 15 суток (таблица 4.5). Замеренная пластовая температура равна 303 К, коэффициент сверхсжимаемости для пластовых условий равен 0,82. При обработке зависимости в полулогарифмических координатах (рисунок 4.19) получены значения α = 465 МПа2 и β = 6,56 МПа2. По величине коэффициента β по формуле (4.24) определяется гидропроводность: k·h/μ = 4,3·754·0,1013·303·0,82/6,56·293 = 42,4 мкм2·м/мПа·с. Таблица 4.5 Результаты обработки КВД t, с 30 60 120 180 300 600 900 7200 25200 36900 75600 Рз(t), МПа 16,771 19,613 20,81 21,182 21,476 21,771 21,869 21,898 22,006 22,173 22,261 22,281 lg(t) – 1,477 1,778 2,079 2,255 2,477 2,778 2,954 3,857 4,401 4,598 4,878 2 Рз(t) , МПа 277,92 384,67 433,06 448,68 461,22 473,97 478,25 479,52 484,26 491,64 495,55 496,44 2 117 t, с 162000 348400 601200 1112400 1285200 Рз(t), МПа 22,32 22,359 22,438 22,447 22,487 2 Рз(t) , МПа 498,18 499,92 503,46 503,86 505,66 lg(t) 5,21 5,394 5,779 6,045 6,107 2 Pз2(t) 550 500 450 y = 6,5576x + 464,72 400 350 300 2 4 6 8 lg (t) Рисунок 4.19 - Обработка кривой восстановления давления в полулогарифмических координатах Величина гидропроводности, определенная в результате обработки КВД, позволяет оценить параметр проводимости k·h и проницаемости k по формулам: kh= k= kh μ kh h ·μ (4.25) (4.26) Вязкость μ рассчитывается или определяется графическим способом, описанным в главе 2 (рисунок 2.4) для пластовых условий (давления и температуры), а толщина h принимается равной эффективной толщине коллектора по данным геофизических исследований скважины. При известном значении коэффициента квадратичного сопротивления b, исходя из формулы (4.9) может быть рассчитан параметр æ/Rс.пр2 и, при определенных допущениях, возможно оценить некоторые параметры пласта и скважины (пористость m, емкость m·h или коэффициент гидравлического несовершенства скважины из приведенного радиуса скважины Rс.пр). Следует отметить, что полу- 118 ченные расчетные характеристики могут быть приняты только в качестве приближенных оценок. При длительной регистрации КВД в скважине и высокоточном измерении забойного давления представляется возможным оценить ФЕС пласта в зоне дренирования скважины. Если пласт имеет несколько различающихся по площади зон с разными свойствами, на КВД, построенной в полулогарифмических координатах, может быть несколько прямолинейных участков, что позволяет оценить зональную неоднородность пласта и границы соответствующих зон. Два параллельных прямолинейных участка на КВД могут свидетельствовать о наличии трещин в пласте или пропластков с высокой проводимостью. В определенной мере по КВД можно судить о неоднородности пласта-коллектора. Роль этих факторов и их учет при обработке и интерпретации КВД изложены в Методической части Инструкции. На информативность КВД влияет период работы скважины на режиме до ее остановки (Tр). Если этот период незначителен и сопоставим с продолжительностью регистрации КВД (t > 0,05·Tр), определяемые фильтрационные характеристики будут искажены, а пластовое давление - занижено. Аналитически изменение давления в однородном пласте в этом случае описывается формулой: Pз2(t) = Pпл2 - β·lg[(Tр + t)/t] (4.27) где Pпл - пластовое давление, МПа; Tр - время работы скважины до остановки, с; величина β определяется формулой (4.22). Обработка КВД в этом случае проводится по методу Хорнера в полулогарифмических координатах Pз2(t) = f[lg(Tр + t)/t] (рисунок 4.20). Экстраполяция конечного участка КВД до оси ординат (значения lg[(Tр + t)/t] = 0) определяет квадрат «истинного» пластового давления (Pпл2), а наклон графика позволяет определить гидропроводность пласта по формуле (4.24). 119 Pз2(t) 240 2 Pпл x 200 y 160 β y x 120 80 40 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 lg [(T+t)/t] Рисунок 4.20 - Обработка КВД методом Хорнера Если при исследовании получена КВД, снятая в течение ограниченного времени (начальный участок КВД, приведенной на рисунке 4.21), то проводить обработку результатов необходимо с применением методов, учитывающих продолжающийся после остановки приток газа к стволу скважины. Для определения притока газа в ствол скважины должны быть известны давления на забое и устье скважины (в том числе давление в затрубном пространстве при отсутствии пакера). Методы обработки КВД с учетом притока приведены в Методической части Инструкции. Для КВД, имеющих в полулогарифмических координатах сложную форму (отсутствие прямолинейных участков или если их несколько), обработка проводится путем построения графиков изменения давления или функции влияния в билогарифмических либо специальных координатах, путем сопоставления с эталонными кривыми, методами, приведенными в Методической части Инструкции. 4.3.3 Обработка кривых стабилизации забойного давления Исходные данные по стабилизации давления получают при продувках и в процессе исследования скважины при установившемся режиме фильтрации газа. После пуска скважины в работу на определенном режиме исследования фиксируется изменение во времени давления р(t) и дебита Q (t). Затем устьевые давления по изложенным методам в главе 3, пересчитывают на забойные. В скважинах, не имеющих затрубного пространства, а также выносящих большое количество 120 жидкости, давление необходимо замерять непосредственно на забое с помощью глубинных манометров. Кривые стабилизации забойного давления обрабатываются по формуле: Pз2(t)/ Q(t)=Pпл2(t)/Q(t)-(β/ Q(t))·lg(2.25·æ/Rс2) - (β/Q(t))·lg[Qдоб(t)/Q(t)] - b·Q(t) (4.28) где Q(t) –переменный дебит скважины, тыс.м3/сут; Qдоб(t) – количество газа, добытое на момент времени t, тыс.м3. Полученные при исследовании значения забойного давления и дебита перестраиваются в координатах Y = f(X), где Y и X определяются соотношениями: X= lg[Qдоб(t)/Q(t)] Y= (Pпл2 - Pз(t)2) Q(t) (4.29) - b·Q(t), (4.30) где b – нелинейный коэффициент фильтрационного сопротивления, определенный по результатам исследований при установившемся режиме фильтрации, МПа2/(тыс.м3/сут)2. Кривые стабилизации забойного давления и дебита (КСДД) при пуске скважины в работу могут использоваться для тех же целей, что и КВД. Недостаток использования КСДД, по сравнению с методом использования КВД, заключается в том, что требуется более высокая точность измерения дебита. КСДД в силу тех же факторов, что и КВД, могут быть искажены. Наиболее распространенный фактор, искажающий кривые стабилизации, - неоднородность пласта как по площади, так и по толщине. Отметим, что при использовании штуцеров возможно регулирование дебита в процессе пуска скважины в эксплуатацию. При этом регистрация изменения давления и дебита позволяет использовать эти данные для определения фильтрационных характеристик пласта. Для этого необходимо применение сложных математических алгоритмов, которые реализованы в программных продуктах. Для практического использования они должны быть сопоставлены на конкретном ме- 121 сторождении с результатами исследований на установившемся и неустановившемся режимах. Для обработки данных исследований скважин при неустановившейся фильтрации (КВД, КСД, в широком понимании - кривых изменения давления при произвольном изменении дебита) перспективны методы на основе функции влияния, приведенные в Методической части Инструкции. 4.4 Особенности исследований скважин в различных условиях 4.4.1 Исследование скважины на одном режиме При проведении текущих исследований добывающих скважин на разрабатываемых месторождениях при установившемся режиме число режимов исследования может быть меньше, чем при первичных исследованиях. Работу скважин на текущем установившемся технологическом режиме, при определенных условиях, можно рассматривать как газогидродинамическое исследование на одном режиме. Технологически для получения значений забойного давления и дебита проводятся замеры давления, температуры и дебита (на скважине или на сборном пункте) с использованием тарированных приборов. До проведения таких замеров в течение длительного времени (не менее 24 часов) режим работы скважины не должен изменяться. В течение этого периода времени дебит не должен отклоняться от средней величины больше, чем на 5 %. Необходимо обеспечить неизменность режимов других скважин, подключенных к этому же шлейфу. После замеров давления и дебита скважину закрывают для снятия КВД как минимум на 12 часов. Замеры давления в конце периода остановки используются для определения пластового давления по установившемуся статическому давлению, либо величина пластового давления определяется путем обработки КВД. Затем скважина пускается в эксплуатацию, регистрируются кривые стабилизации давления и дебита. После стабилизации режима исследования завершаются. Полученное путем замера на забое или расчетом значение забойного давления при замеренном дебите газа (газоконденсатной смеси) наносится на уже имеющуюся индикаторную линию данной скважины. По положению этой точки можно оценить изменение продуктивной характеристики пласта и скважины. 122 4.4.2 Исследование скважины с водопроявлениями Водопроявления при работе газовых скважин связаны с поступлением на забой пластовой (подошвенной либо контурной) воды, а также скоплением на забое конденсационной воды. Диагностирование водопроявлений проводится по колебаниям давлений на устье и в шлейфе скважины, по увеличению содержания воды (водогазового фактора) при текущих исследованиях на контрольном сепараторе УКПГ (УППГ). Поступление из пласта и накопление воды в стволе скважины приводит к:  возникновению пульсаций расхода газа;  уменьшению дебита скважины, вплоть до ее полной остановки («самозадавливанию»);  искажению забойного давления при расчете его по движущемуся столбу газа по измеренным значениям давления на устье скважины. При планировании исследований скважин с водопроявлениями необходимо учитывать, что поступление воды на устье скважины определяется не только условиями ее движения в стволе скважины, но и в пласте. Перераспределение потоков из-за движения воды в пласте (подъем конуса подошвенной воды) происходит существенно медленнее, чем накопление ее в стволе скважины. Поэтому при кратковременном исследовании скважины (продолжительностью до 2-3 часов на каждом режиме) может быть получена нехарактерная зависимость дебита воды от депрессии. Исследование скважины, постоянно работающей с выносом воды, следует начинать с режима, близкого к условиям ее работы на технологическом режиме. В дальнейшем рекомендуется проведение исследования на нескольких режимах при уменьшении дебита (обратный ход). Количество воды, поступающей в скважину на каждом режиме, может быть определено на основании измерения расхода воды на сборном пункте или на устье скважины. В первом случае скважина работает по индивидуальному шлейфу и подключается к контрольному замерному сепаратору. После стабилизации поступления воды в скважину фиксируют расход газа, жидкости, давления на входе в сборный пункт, на устье и забое скважины. Во втором случае поток добываемой продукции на устье переключают с рабочей линии на замерную (факельную) линию. При этом с помощью соответству123 ющих регулирующих устройств (или вручную) осуществляют поддержание постоянного давления на устье скважины. Измерение расхода жидкости (воды, конденсата) может осуществляться соответствующим сепарационным оборудованием или бессепарационным методом, прошедшим апробацию на конкретном месторождении и допущенным к эксплуатации в соответствии с действующими положениями. При исследовании скважин с водопроявлениями измерение забойного давления рекомендуется осуществлять глубинными приборами. При расчете забойного давления по движущемуся столбу газа необходимо учитывать наличие жидкости в стволе скважины. Допускается расчетное определение давления по неподвижному столбу газа (по давлению в затрубном пространстве), при этом в затрубном пространстве не должна находиться пластовая жидкость. Давления в затрубном пространстве и в лифтовых трубах на устье остановленной скважины не должны различаться более, чем на величину погрешности измерительных приборов. Перед проведением исследований самозадавливающихся скважин стволы их должны быть освобождены от пластовой жидкости. Если из-за накопления жидкости в стволе скважины не удается обеспечить стабилизации притока газа, то допускается исследование скважин на одном режиме непосредственно после удаления жидкости из ствола скважины. При этом после остановки скважины необходимо снять КВД. По результатам исследования дается оценка предельных (допустимых) параметров технологического режима работы скважины, обеспечивающих ее устойчивую эксплуатацию: минимальной скорости газа на башмаке лифтовых труб для выноса жидкости с забоя и соответствующей ей величины дебита. 4.4.3 Исследование скважины, расположенной в кусте скважин Перед исследованием скважины на режимах требуется остановить ее для восстановления давления, обеспечив работу остальных скважин на постоянных режимах (дебитах), которые должны быть сохранены в течение всего времени исследования. Для определения дебита исследуемой скважины ее продукция должна подаваться на контрольный сепаратор сборного пункта по отдельному трубопроводу 124 (замерной линии). При переключении контролируется изменение давления в общем коллекторе. Если продукция всех скважин куста подается на сборный пункт по одному коллектору, точное определение дебита одной из скважин становится затруднительным. Для исследования может быть использована передвижная полнопоточная сепарационная установка, обвязка которой должна обеспечивать подачу газа сепарации и выделившихся в сепараторе конденсата и воды в газосборный коллектор. В иных условиях точное определение составляющих потока продукции конкретной скважины куста возможно только на контрольном сепараторе УКПГ (УППГ) при остановке остальных скважин и при учете влияния шлейфа. Планируемый диапазон изменения давлений и дебита при исследовании скважины куста будет ограничиваться давлением на входе в коллектор. Для получения характеристик скважины при давлениях ниже, чем на входе в коллектор, возможно проведение исследования скважины, предпочтительно ускоренными методами, с выпуском газа в атмосферу. 4.4.4 Исследование горизонтальной скважины При исследовании горизонтальной скважины на установившемся режиме, как правило, требуется больший (по сравнению с вертикальной скважиной) период времени для стабилизации давления и дебита. Это вызвано геометрией потока продукции в стволе скважины. Кроме того, использование горизонтальных скважин предпочтительно при наличии пластов с ухудшенными фильтрационными характеристиками, где время стабилизации потока газа существенно увеличивается по сравнению с пластами, характеризующимися хорошими ФЕС. Поэтому при исследовании горизонтальных скважин необходимо максимально использовать методы исследований при неустановившемся режиме. При исследовании горизонтальных скважин пластовое и забойное давления могут определяться расчетом по неподвижному столбу газа либо по движущемуся столбу газа или по данным измерения давления глубинными приборами. Забойное давление рассчитывается на гипсометрическую отметку средневзвешенной плоскости либо на отметку, соответствующую середине вскрываемого пласта. При использовании глубинных приборов за величину пластового (забойного) давления следует принимать замеренное давление внутри лифтовых 125 труб в точке, соответствующей середине длины вскрытия пласта. Если нет возможности спуска глубинных приборов до середины длины вскрытия пласта, замеренное давление на глубине спуска приводится к гипсометрической отметке, соответствующей отметке середины участка вскрытия пласта. По результатам обработки исследований на установившемся режиме фильтрации газа (п. 4.1.2) определяются коэффициенты фильтрационных сопротивлений a и b, характеризующие добывные возможности горизонтальной скважины. Имеются методические трудности, возникающие при обработке материалов исследования горизонтальных скважин с целью определения ФЕС пласта. Имеющиеся приближенные аналитические решения задач установившегося и неустановившегося притока газа к горизонтальной скважине не позволяют разработать приемлемые методы оценки параметров даже для однородных пластов. Определение параметров неоднородных пластов газовых месторождений, осваиваемых горизонтальными скважинами, возможно путем создания геологоматематических моделей участков различных месторождений и построения эталонных кривых, с помощью которых можно определить параметры пласта, вскрытого реальной горизонтальной скважиной. Некоторые теоретические положения приведены в Методической части Инструкции. 4.4.5 Исследование скважины при разрушении пласта При исследовании скважины для улавливания и количественной оценки выноса горной породы на устье должна быть установлена сепарационная установка или породоуловители. Требования к этому оборудованию, описание принципов их работы и конструкции изложены в главе 6 и в Методической части Инструкции. Помимо этого, могут использоваться датчики песка для качественной оценки наличия механических примесей в потоке. Использование датчиков допустимо, если они применялись и были аттестованы, наряду с поверенными средствами контроля не менее, чем при трех исследованиях с выносом породы. При исследовании скважин на установившемся режиме количество твердой фазы регистрируется, содержание твердой фазы количественно характеризуется отношением на единицу добытого газа. Из сепаратора (породоуловителя) должна 126 быть отобрана твердая фаза, идентифицирован ее состав и проведен петрофизический анализ. Для количественной оценки содержания механических примесей в потоке требуется значительное время работы на режиме для стабилизации выноса твердых частиц с забоя скважины, которое определяется дебитом скважины и ее глубиной. Рекомендуется провести исследование как минимум на двух режимах – с расходом газа, превышающим критический дебит, и с расходом газа меньшим критического дебита. Полученное по результатам исследования значение предельной депрессии на пласт используется при установлении технологического режима работы скважины. 4.4.6 Исследование скважины, вскрывшей многопластовую залежь Исследование на установившемся режиме фильтрации скважины, вскрывшей одновременно несколько гидродинамически не связанных пластов с различными ФЕС, вызывает определенные трудности, возникающие вследствие отсутствия данных о дебитах и давлениях по отдельным пластам. Различие термобарических условий и фильтрационных характеристик пластов может привести к искривлению индикаторной диаграммы. Однако по форме индикаторной линии, построенной по данным устьевых замеров дебита на отдельных режимах, оценить работу отдельных пластов невозможно. Отметим, что индикаторная характеристика, полученная по данным наземных замеров дебита, будет отражать зависимость суммарного дебита скважины от разницы квадратов пластового и забойного давлений или осредненную продуктивную характеристику скважины. Для определения характеристик отдельных пластов необходимо с помощью глубинных приборов определять дебиты отдельных пропластков. Такая оценка проводится при исследовании на каждом установившемся режиме. На отдельных режимах при различиях в пластовых давлениях дебит различных пластов может иметь отрицательное значение. При обработке исследований индикаторная диаграмма строится для каждого пласта, что позволяет путем сопоставления коэффициентов фильтрационных сопротивлений выделить низкопродуктивные пласты. 127 Методика обработки данных исследования скважины, вскрывшей многопластовую залежь, для получения данных о ФЕС и пластовых давлениях отдельных пропластков приведена в Методической части Инструкции. 4.4.7 Исследование скважины при наличии порово-трещинных коллекторов Порово-трещинный коллектор можно рассматривать как среду, наполненную матричными блоками, разбитыми трещинами. Связь матрицы с трещиной характеризуется коэффициентом, определяющимся величиной перетока флюида и перепадом давления между трещиной и матрицей. Проницаемость трещины на несколько порядков больше проницаемости матрицы, а объем порового пространства в трещинах намного меньше порового объема матрицы. Одна из особенностей скважины, вскрывающей пласты с порово- трещинным коллектором, заключаются в том, что с увеличением дебита и снижением давления в призабойной зоне возникает возможность смыкания трещин, что приводит к уменьшению продуктивности скважины и росту фильтрационных сопротивлений. Разделить эффект нарушения линейного закона фильтрации и эффект смыкания трещин по данным исследования скважин не представляется возможным. При исследовании на неустановившемся режиме скважины, вскрывающей порово-трещинный коллектор, возможна регистрация КВД, при обработке которой в полулогарифмических координатах выделяются два прямолинейных, параллельных друг другу участка. Наличие таких участков - диагностический признак порово-трещинного коллектора. Количественно порово-трещинный коллектор может характеризоваться несколькими параметрами: отношением порового пространства трещин к поровому пространству матрицы, отношением проницаемости трещин к проницаемости матрицы, отношением размеров блоков матрицы к радиусу скважины. Для их определения используют эталонные кривые, построенные для различных количественных значений приведенных выше параметров. Обработка фактической КВД проводится путем сопоставления ее с эталонной кривой. Параметры эталонной кривой, наиболее совпадающей с фактической КВД, принимаются за параметры пласта. 128 Подробное изложение фильтрационных процессов, происходящих в порово-трещинном коллекторе, и варианты построения эталонных кривых приведены в Методической части Инструкции. 4.4.8 Исследование скважины на подземном хранилище газа Задачи исследования газовых скважин ПХГ, созданных в выработанных месторождениях и водоносных структурах, идентичны (в период отбора и нейтральный период) задачам исследования скважин газовых месторождений. Имеющиеся особенности исследований обусловлены различиями функционального назначения ПХГ и газовых месторождений. Исследование газовых скважин ПХГ должно проводиться без выпуска газа в атмосферу. Это условие требует проведения большей части общего объема исследовательских работ по определению параметров пласта и призабойной зоны в период закачки газа, а по установлению технологического режима работы - в период отбора газа. Кроме параметров, определяемых по результатам исследования скважин газовых месторождений, при исследовании газовых скважин ПХГ необходимо установить приемистость скважин и определить коэффициенты фильтрационного сопротивления а и b при закачке. Эти коэффициенты могут существенно отличаться от аналогичных а и b, получаемых по результатам исследования в процессе отбора газа. Более существенное значение имеет точность определения среднего по залежи пластового давления в ПХГ, используемого в качестве критерия надежности покрышки к концу закачки газа. Пластовое давление ПХГ за сравнительно небольшой (по сравнению с газовыми месторождениями) промежуток времени изменяется от максимума до минимума. Поэтому при сравнительно длительной стабилизации давления и дебита скважины ПХГ необходимо учесть возможные изменения пластового давления. Если ПХГ разбито на гидродинамически экранированные неоднородные блоки, то достаточные для практики точные значения пластового давления должны быть определены как средние для каждого участка. Если ПХГ создано в выработанных газовых и газоконденсатных месторождениях, то объем исследовательских работ в скважинах нередко в 1,5 - 2 раза больше, чем на ПХГ, создаваемых в водоносных структурах. Это связано с необ- 129 ходимостью учета результатов исследований, проводившихся в процессе разработки месторождений. Если ПХГ создано в выработанных газоконденсатных месторождениях, необходимо проводить исследования на газоконденсатность. Если ПХГ создано в водоносной структуре (как правило, в сравнительно однородных и высокопроницаемых пластах), то следует учесть результаты гидроразведки и ограниченную возможность использования методов исследования скважин при неустановившейся фильтрации. 4.4.9 Исследование скважины при высоком содержании конденсата в газе Поскольку конденсат выделяется из газовой фазы в стволе скважины, то поток становится двухфазным. Применение расчетных методов определения забойного давления по устьевым измерениям, с использованием данных для газа, отобранного на устье скважины (устьевой газ), приводит к искажению определяемых ФЕС пласта. Поэтому при проведении первичных исследований рекомендуется для измерения давления и температуры использование глубинных приборов. В дальнейшем, при текущих исследованиях возможно использование апробированных в условиях конкретного месторождения расчетных методов, приведенных в Методической части Инструкции. В процессе разработки месторождения, при снижении давления в пласте ниже давления начала конденсации, выпадение конденсата приводит к изменению фильтрационных характеристик призабойной зоны. Появление жидкой фазы в наземных коммуникациях (шлейфах) приводит к пульсациям давления и расхода из-за образования жидкостных пробок в пониженных участках шлейфа. При текущих исследованиях с замерами дебита газа, конденсата, воды на контрольном сепараторе УКПГ (УППГ), за стабилизированные их значения принимаются средние за период, устанавливаемый опытным путем. При проведении текущих исследований скважин время работы скважины на каждом установившемся режиме принимается более длительным, с учетом стабилизации показаний. 4.4.10 Специальные исследования скважин Специальные исследования проводятся для определения тех или иных параметров, обусловленных специфическими условиями месторождения. К числу 130 специальных исследований относятся работы по контролю за положением контакта газ–вода в специально выбранных для этой цели скважинах; изучение степени коррозии скважинного оборудования при различных режимах работы; определение степени истощения отдельных пластов в процессе разработки и возможного перетока газа из одного горизонта в другой при их совместном вскрытии; изучение влияния значительного количества влаги и разрушения призабойной зоны на производительность скважины; проведение работ по интенсификации (дополнительная перфорация, соляно-кислотная обработка, укрепление призабойной зоны, установка цементных мостов); обоснование способов периодической эксплуатации скважин; оценка эффективности сайклинг-процесса; контроль технического состояния эксплуатационной и лифтовой колонн; исследование коррозии скважинного оборудования и защитного действия ингибиторов. Специальные исследования проводятся на скважинах, отвечающих требованиям эффективного решения поставленных задач. Целесообразно комплексировать газогидродинамические методы исследований с геофизическими и лабораторными методами. Рекомендации по комплексированию различных методов исследований приведены в Методической части Инструкции. 4.5 Установление технологического режима работы скважины Технологический режим работы конкретной газовой или газоконденсатной скважины характеризуется параметрами ее работы – забойным и устьевым давлением, рабочей температурой, дебитом. Режим задается регулирующими устройствами и должен соответствовать технологическому режиму работы промысла, учитывать ограничения, накладываемые как термобарическими параметрами и свойствами пласта в данной скважине, так и существующей схемой сбора и подготовки продукции скважин. Основой выбора и установления технологического режима должны быть, в первую очередь, решения действующего проектного документа по разработке. Однако, в процессе ее авторского сопровождения, при изменении условий работы конкретной скважины, УКПГ или промысла в целом, могут соответственно быть внесены коррективы. Установление технологического режима работы скважин:  базируется на результатах исследований скважин; 131  используется в формализованном виде при проектировании разработки;  устанавливается во взаимосвязи с работой промысла;  регламентируется установленными формами отчетности. При проектировании разработки месторождений (эксплуатационных объектов) для долгосрочного прогноза работы скважин используются следующие формализованные критерии технологического режима. а) Режим постоянной депрессии на пласт (ΔP=Pпл-Pз=const) устанавливается в случае действия нескольких факторов: близости подошвенных и контурных вод, деформации и разрушения пласта-коллектора при значительных депрессиях, смятия колонны, образования гидратов в пласте и стволе скважины. Величина допустимой депрессии для скважин, приуроченных к залежам с подошвенной водой, может быть обоснована аналитическим расчетами, приведенными в Методической части Инструкции. При наличии разрушения пласта-коллектора величина депрессии может обосновываться результатами специальных исследований скважин с целью определения параметров режима, при котором наблюдается повышенный вынос механических примесей из скважины. б) Режим постоянного забойного давления (Pз=const) используется при разработке газоконденсатных месторождений в случаях, когда дальнейшее снижение величины забойного давления нежелательно вследствие выпадения конденсата. Эта величина ограничивается значением давления начала конденсации, определяемого по результатам исследований рекомбинированных проб пластового газа, составленных по пробам газа сепарации и нестабильного конденсата, отбираемым в процессе исследования газоконденсатных скважин. Способы определения или оценки величины давления начала конденсации приведены в главе 5 и в Методической части Инструкции. в) Режим постоянного дебита (Q=const) устанавливается при отсутствии опасности прорыва в скважину подошвенных и краевых вод, разрушения пласта, превышения допустимой величины скорости потока, что практически возможно для устойчивых к разрушению пластов-коллекторов до достижения определенной величины градиента на забое скважины или величины устьевого (или забойного) давления при заданной конструкции скважины и проектируемой или действующей системе сбора и подготовки газа. В этом случае ограничения на величину дебита конкретной скважины практически не связаны с характеристиками пласта и определяются условиями добычи газа по данному участку месторождения (промыслу). 132 г) Режим постоянной скорости фильтрации на забое (v=const) используется в качестве условия, обеспечивающего вынос песка, механических примесей и жидкости с забоя скважины. Скорость потока, обеспечивающая указанный вынос, определяется по результатам специальных исследований скважин и дополнительных расчетов, порядок и содержание которых приведены в Методической части Инструкции. Полученные в результате проведения комплексных исследований параметры газового потока на устье скважины и в шлейфе используются для расчетов следующих ограничений на допустимые режимы работы скважин:  максимально необходимого расхода газа для выноса жидкости из скважины;  максимально допустимой депрессии на пласт;  равновесной температуры гидратообразования;  условий срыва пленки ингибитора на внутренней поверхности лифтовых труб. На рисунке 4.21 приведен пример установления пределов технологического регулирования работы скважины на газоконденсатном месторождении с содержанием в ее продукции коррозионных компонентов. В промысловой практике при составлении технологического режима работы скважин, кроме проектного документа по разработке, должен приниматься во внимание план (задание) на объем добычи газа и конденсата данного газодобывающего предприятия. При установлении технологического режима работы скважин учитываются также: а) соответствующие законы Российской Федерации; б) регламентирующие документы по проектированию и авторскому сопровождению разработки месторождений природного газа (для скважин на подземных хранилищах – «Правила создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах»); в) геологическое строение залежи; г) техническое состояние скважин и промысловых коммуникаций; д) возможности минимизации затрат при эксплуатации месторождения; е) рекомендации по установлению технологического режима работы скважины, содержащиеся в отчете по исследованию (глава 8). 133 Рисунок 4.21 – Пределы технологического регулирования и ограничения на параметры технологического режима работы скважины По результатам исследований скважин геологической службой предприятия совместно с организацией, ведущей проектирование и авторское сопровождение разработки, подготавливаются рекомендации. Они должны содержать следующее:  выводы о возможности дальнейшей эксплуатации скважины;  оценку эффективности работы скважины на существующем технологическом режиме;  расчет максимально допустимого дебита скважины при существующей схеме обустройства промысла и давлении на входе в пункт сбора и подготовки газа;  предложения по реально возможному дебиту скважины с учетом давления на забое и устье скважины, давления на входе в газосборный пункт, выхода углево134 дородного конденсата, выноса воды из скважины, температуры газа на устье и на входе в пункт сбора и подготовки конденсата, расхода ингибитора гидратообразования и антикоррозионного ингибитора;  предложения по частоте и способу продувки скважины (для самозадавливающихся скважин);  ограничения по работе скважины (указание минимального и максимального расходов и давления на входе в пункт сбора и подготовки газа, максимального дебита воды);  выводы о необходимости проведения дополнительных исследований, в том числе газогидродинамических, газоконденсатных, физико-химических и геофизических;  предложения по срокам проведения следующих исследований скважины;  предложения по периодичности контроля работы скважины;  рекомендации по необходимости проведения работ по подземному ремонту скважины, в том числе работ по ликвидации водопритоков;  расчет необходимого количества ингибиторов гидратообразования и коррозии при эксплуатации скважины с различными расходами газа;  предложения по проведению работ по интенсификации притока газа с указанием их видов и оценку эффективности предлагаемых мероприятий;  предложения по повышению степени надежности эксплуатации скважины. 135