Газогидродинамические методы исследования газовых скважин при стационарных режимах фильтрации на тарасовском НГКМ

 – определяется по значениям Р и Т на устье скважины и по предполагаемым их значениям на забое;

 – внутренний диаметр фонтанных  труб, м.

При движении газа по кольцевому пространству в  формуле (7.3) следует использовать эквивалентный диаметр, который можно определить из условия равенства площади кольцевого сечения труб площади эквивалентного круга:

 

, (7.5)

 

 – внутренний диаметр внешней  трубы;

 – наружний диаметр внутренний трубы;

 – площадь сечения трубы.

При движении газа по кольцевому сечению несколько  изменяется и  . Учитывают это обстоятельство обычно умножением на поправку .

Из скважины обычно выходит газ с капельной  жидкостью. В этом случае имеет значения меньшие, чем те, которые определяются для сухого газа и составляют 0,018 – 0,014.

После того как определены давления, подсчитываются расходы газа. При исследованиях  скважин расход газа определяется с  помощью диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТа) (см. рис. 7.1), измерителя некритического течения и трубки Пито.

Измеритель  критического течения подключается к устью скважины через сепаратор (породоуловитель). Противодавление  в скважине создается диафрагмой диаметра d, помещенной в головке ДИКТа 1 с помощью прижимной гайки 2. Давление перед диафрагмой измеряется манометром, подключенным к ниппелю 3. Температура газа измеряется термометром, помещенным в карман 4.

 

Рис. 7.1. Диафрагменный измеритель критического течения (ДИКТ)

 

Расход  газа определяется по формуле

 

. (7.6)

 

 – давление до диафрагмы,  МПа;

 – коэффициент расхода  зависящий от диаметра и формы  диафрагмы

 – относительная плотность  газа;

 – абсолютная температура  газа до диафрагмы;

 – коэффициент сжимаемости  газа.

Если газ, добываемый из исследуемой  скважины, поступает в газопроводную  систему, то его расход измеряется, как правило, диафрагменным измерителем  некритического течения (метод сужения).

Перепад давления на диафрагме в  основном определяют поплавковыми дифманометрами ДМ – 3573, ДМ – 3574 и ДМ и др.

Трубка Пито представляет собой  простой, но достаточно точный прибор, используемый для измерения скоростного  напора струи газа в заданной точке  потока. Его обычно применяют для  измерения сильно засоренных или  неконтролируемых потоков газа.

Температура газа при исследованиях  скважин, как уже отмечалось, измеряется обычными ртутными термометрами, помещенными  в струю газа в стальном кожухе.

 

6.2 Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В

 

Коэффициенты  фильтрационных сопротивлений характеризуют  физические свойства газа, фильтрационные свойства пористой среды и геометрические параметры фильтрации. Значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений используются, при проектировании и анализе разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений зависят:

– от состава газа, фазовых переходов в процессах испытания и эксплуатации скважин, свойств газа и газоконденсатной смеси;

– от законов фильтрации;

– от механических, емкостных и фильтрационных свойств пористой среды, анизотропии пласта;

– от продолжительности процесса испытания на отдельных режимах;

– от термобарических параметров пористой среды и газа;

– от конструкции скважины и степени совершенства вскрытия пласта;

– от качества вскрытия продуктивного разреза, промывочного раствора и проведения ремонтно-профилактических работ в скважине;

– от величины газонасыщенности (газонефтенасыщенности при наличии нефтяной оторочки) пласта и других факторов и параметров [4].

Все параметры, входящие в формулы для определения  коэффициентов А и В (а к ним относятся: коэффициенты вязкости, сверхсжимаемости, проницаемости, макрошероховатости, плотность газа, температура, радиусы контура питания и скважины, коэффициенты несовершенства и неоднородности), зависят от давления, продолжительности испытания, насыщенности пористой среды газом и водой, наличия соседних скважин и расстояния до них, величины депрессии на пласт, условия выпадения, накопления и выноса конденсата, тепловых свойств пористой среды и т.д.

Без знания величин коэффициентов А и В невозможен прогноз дебитов скважин в процессе разработки, следовательно, и добывные возможности месторождения в целом. Поэтому определение коэффициентов А и В является одной из основных задач при подготовке месторождения к разработке. По результатам исследования скважин определяются величины коэффициентов А и В, и при проектировании разработки месторождений они считаются известными. Естественно, что каждая скважина имеет свой коэффициент фильтрационных сопротивлений. Поэтому при проектировании разработки месторождения определяются осредненные (арифметическое, или по дебитам и желательно при одинаковых депрессиях на пласт по тем скважинам, по которым осредняются эти коэффициенты) значения коэффициентов А и В.

Приток  газа к скважине описывается двучленным уравнением вида

 

, (7.7)

 

А и В-коэффициенты, мало изменяющиеся во времени. Они могут быть определены аналитически, но более надежные результаты получают по данным исследования скважин. Теоретически А и В можно находить при двух режимах, однако естественный разброс точек, связанный с флуктуацией потока, требует осреднения величин и использования данных минимум четырех-пяти режимов.

Коэффициенты А и В можно найти аналитически, например с помощью метода наименьших квадратов. Удобней же графический способ. Он состоит в том, что уравнение притока представляется в следующем виде

 

. (7.8)

По данным исследования строится график (рис. 7.2). Он должен быть выражен прямой, отсекающей на оси ординат отрезок, численно равный А; В - есть тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс.

 

Рис. 5.2. Зависимость от Q

 

7. Пример расчёта коэффициентов А и В по данным исследований, проведенных на Тарасовском НГКМ

 

Рассмотрим  методы расчета коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В, на примере  исследований скважин проведенных  на Тарасовском НГКМ. Для расчетов используем данные исследования скважины №1048.

Скважина  №1048 находится в фонде эксплуатируемых скважин УКПГ-1. В таблице №7.1 представлены средние рабочие дебиты скважины за 2002 год.

 

Таблица №7.1 Средние рабочие дебиты скважины №1048 за 2002 год.

Дата	01.01	01.02	01.03	01.04	01.05	01.06	01.07	01.08	01.09	01.10	01.11	01.12
Q, тыс. м3/сут	995	954	912	931	955	946	809	720	880	957	924	909

 

Средний дебит скважины на 01.01.02 г. составлял 995 тыс. м³/сут., при коэффициенте продуктивности К=347 м³/(МПа*сут.) и проницаемости k равной 0,4 мкм². 05.07.2002 г. был проведен капитальный ремонт скважины по устранению не герметичности обсадной колонны. Ремонт проводили с использованием жидкости глушения с большим содержанием солей. В период третьего квартала 2002 года произошло снижение дебита до 720 тыс. м³/сут. Было принято решение провести газогидродинамическое исследование скважины при стационарных режимах фильтрации, с целью определения причины снижения дебита/[6].

Результаты  исследований газовой скважины №1048 приведены в приложений №1. В ходе исследования были получены значения таких величин как пластовое давления Рпл, устьевое давление Ру и температура Ту. Зная их можно определить дебит скважины q, забойное давление Рс, величину ΔР² и значение ΔР²/q, которые нам необходимы при определение коэффициентов А и В. Методика определения выше указанных величин приведена ниже.

Обработку результатов исследований скважин  начинают с определения дебита скважины. При исследованиях скважин расход газа определяется с помощью диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТа). Измеритель критического течения подключается к устью скважины через сепаратор (породоуловитель). Давление Р₁ перед диафрагмой измеряется образцовым манометром. Температура газа измеряется термометром.

Расход  газа определяется по формуле:

 

 (7.1)

 

Р₁ – давление до диафрагмы, МПа;

С – коэффициент расхода, зависящий от диаметра и формы диафрагмы;

ρ – относительная плотность газа;

Т – температура газа до диафрагмы, К;

z – коэффициент сжимаемости газа.

Значения коэффициентов С, используемые при измерении дебита газа диафрагменным  измерителем критического течения  газа при проведении исследования, представлены в таблице №7.2.

 

Таблица №7.2 Коэффициент С при измерении дебита газа ДИКТом газа/[1].

Диаметр отверстия диафрагмы, мм.	Коэффициент С	Диаметр отверстия диафрагмы, мм.	Коэффициент С
17	68,25	24,4	117,39
21,2	89,65	27,5	139,8
23,4	109,05	30,4	167,85
26,9	128,65	31,9	187,05
21,2	89,65	29,2	157,25
17	68,25	24,4	117,39

 

Коэффициент сверхсжимаемости можно  определить по графикам Брауна-Катца, но при проведении данного исследования его определяли по формуле (7,2). Для  этого определяем приведенные параметры  давления и температуры газовой  смеси.

 

(7.2)

 

Т_пр=Т/Т_пкр     (7.3)

Р_пр=Р/Р_пкр     (7.4)

 

Псевдокритические параметры смеси  Т_пкр и Р_пкр вычисляются по формулам:

(7.5)    

(7.6)    

 

где y_i – молярная доля компонента в смеси;

Р_крi и Т_крi – соответственно критические давление и температура i-го компонента смеси;

n – число компонентов смеси.

Критические давление, температура  и молярные доли компонентов в  смеси приведены в таблице  №7.3/[5].

 

 

Таблица №7.3 Данные для определения коэффициента z и ρ

Состав газа:		Критические параметры		Плотность при н.у., кг/м3	Параметры пласта	Параметры устья
		Ткр, К	Ркр, МПа
Метан	98,597	190,5	4,88	0,717	Рпл=6,04 МПа	Ру=5,51 МПа
Этан	0,062	305,4	5,07	1,344	Тпл=303 К	Ту=287 К
Пропан	0,004	369,8	4,42	1,967
СО2	0,188	304	7,64	1,977
Азот	1,148	125,9	3,53	1,251

 

Таблица №7.4. Результаты расчета z и ρ

ДЛЯ	Тпкр	Рпкр	Тпр	Рпр	Z	ρСМ	ρ
Пласта	190,0483	4,869741	1,594332	1,240312	0,895251	0,72593	0,56186
Устья	190,0483	4,869741	1,510143	1,131477	0,891784