Исследование скважин на нестационарных режимах и последовательность работ при исследовании скважины. Технология проведения исследования скважин на нестационарных режимах

Исследования скважин на нестац-х режимах основаны на законах перераспределения Р при запуске скважины в работу и после их остановки, что позволяет определить фильтрационные и емкостные свойства коллектора. Аналитическая зависимость Р от параметров пласта предполагает, что скважина расположена в центре круговой залежи конечного или бесконечного размера, постоянной толщины (h), проницаемости (k) и пористости(m). Перераспределение Р в скважине наступает только в момент её запуска или остановки. Эти процессы называются восстановление и стабилизация Р и Q.

Нестационарные процессы подразделяются:

снятие КВД (после остановки);

снятие кривых стабилизации P и Q (при пуске скважины в работу).

Перед проведением исследованием обязательно проводят продувку скважины на факел или в трубопровод с фиксацией Р_у, Р и Т на ДИКТе и в затрубе, продолжительности продувки (для оценки потерь газа и конденсата в ходе продувки и для выбора методики обработки КВД).

Качество продувки обеспечивается многоцикловым методом освоения скважины. При этом продувка скважины начинается с диафрагмы или штуцера с наименьшим диаметром. Затем увеличивают диаметр от 4 до 5.

Продолжительность одного цикла 1800-2400 сек при этом фиксируется депрессия на пласт и дебит. Совпадение полученных зависимостей на прямом и обратном ходе говорят о завершении продувки.

Если устье скважины не завязано в систему сбора, то перед исследованием её оборудуют лубрикатором, образцовым манометром, сепаратором, измерителем расхода, термометром, выкидной линией.

Если в продукции скважины содержится большое количество жидкости, то глубинные приборы в скважину не опускают. Расчет Р_пл ведут по Р_у.

Схема оборудования устья скважины при исследовании

1 – лебедка; 2 – лубрикатор; 3 – манометры; 4 – термометры; 5 – фонтанная арматура; 6 – линия ввода ингибитора; 7 – глубинный прибор; 8 – скважина; 9 – сепаратор; 10 – ДРИП или замерная ёмкость; 11 – диафрагменный измеритель критического истечения; 12 – факельная линия.

Перед проведением исследования скважину подключают к газопроводу или газ выпускается в атмосферу, при этом регистрируют изменение Р на буфере, в затрубе и на измерителе дебита.

После стабилизации измеряют установившееся Р, Т и Q, затем скважину закрывают и регистрируют изменение Р и Т на буфере и в затрубе во времени. Когда работа скважины перед остановкой характеризуется частой сменой неустановившихся режимов, необходимо фиксировать указанные параметры на всех режимах работы и остановок, предшествующих снятию КВД.

Снятие КВД на забое предпочтительнее во всех случаях, особенно в высокодебитных скважинах, работающих с малыми депрессиями и вскрывающих пласты с высокой температурой.

Обработка кривых восстановления давления методом касательной без учета притока природного газа после закрытия скважины и методом Хорнера.

Неустановившийся приток газа к единичной скважине вскрывающей бесконечный однородный пласт с постоянной h выражается:

Р_с²(t)-P_co²(t)=qmzP_ст×Т_пл/(2×p×k×h×T_ст)×ln(2,25c×t/r_c.пр²)

Р_со - давление на забое до остановки;

q – дебит до остановки при Т>20t;

Р_с(t) можно представить в виде

Р_с²(t)=a+b×lgt (1)

где a=Р_со²+2,3×qmzP_стТ_пл/(2pkhT_ст)×lg(2,25c/r_c.пр²)

b=2,3qmzP_стТ_пл/(2pkhT_ст)

Из этих уравнений определяют гидропроводность (kh/m), пъезопроводность (c), проницаемость(k) пласта.

(1) является уравнением прямой расположенной под углом b к оси абсцисс, а a – расстояние от 0 до точки пересечения прямой с осью ординат. Это позволяет графически определять a и b, а следовательно и параметры пласта. График КВД строится в координатах Р_С²(t)–ln(t).

При снятии КВД на устье Р_з определяется согласно методики (Р_З=Р_У×e^S).

 

Газоконденсатные исследования скважин. Цели и виды газоконденсатных исследований, измерительные приборы и оборудование, и использование их результатов. Обвязка скважины при исследовании газоконденсатных характеристик.

Проводится с целью определения параметров и показателей, являющихся исходными для подсчета запасов газа и конденсата, проектирования разработки и обустройства место­рождений и переработки конденсата. Разработанные методы и действующие инструкции по исследованию на газоконденсатность не позволяют получить качественную информацию при:

низ­ких коллекторских свойствах, обусловливающих значительные депрессии на пласт, длительные периоды стабилизации давления и дебита и ухудшенные условия выноса жидкости с забоя.

использовании существующего на промыслах наземного оборудования в ком­плексе с малой термостатируемой сепарационной установкой.

наличии в продукции скважины ингибиторов коррозии и гидратообразования.

Требования к скважине: 1) min допустимый дебит (V газа на башмаке 4 м/с); 2) подача газа по НКТ; 3) давление сепарации д. б. <половины рабочего устьевого давления или равно ему; 4) подготовительный период <2 суток; 5) на сепараторе должен быть установлен обратный клапан.

Принципиальная схема обвязки скважины при одноступенчатой сепарации газа.

1 – соединительная линия; 2 – штуцер; 3 – сепаратор; 4 – замерное устройство; 5 – термокарман; 6 – замерные вентили; 7 – сливной кран; 8 – факельная линия.

Продукция скважины направляется по трубам 1 через штуцер 2 в сепаратор 3, где от газа отделяется конденсат. Газ из сепаратора по­ступает на замерное устройство 4 (ДИКТ), в газопровод или на факел. Конденсат замеряется либо в отдельной емкости, соединенной сливным краном 7 с сепаратором, либо в самом сепараторе. При конденсатных факторах, более 300 см³/м³ замеры проводят, как правило, в открытых резервуарах. Для измере­ния выхода сырого конденсата в сепараторе (или емкости, соединенной с сепара­тором) используют вентили 6.

После продувки и закрытия задвижки, обеспечивающей сброс скопившегося конденсата (в процессе налаживания режима работы установки), приоткрывают нижний кран и закрывают все другие, расположенные выше. Пока уровень скап­ливающегося конденсата не достигнет крана, из него слабой струёй выходит газ. Как только уровень конденсата достигнет края бобышки и из крана покажутся белые брызги конденсата, кран закрывают и выключают секундомер. Одновре­менно или спустя некоторое время приоткрывают выше расположенный кран и т. д. Зная объем емкости между нижними и верхними кранами, время накопления конденсата и количество прошедшего за этот период газа, можно определить вы­ход конденсата (см³/м³). В открытом резервуаре выход дегазированного конденсата замеряется стек­лянной трубкой с делениями, позволяющей отбивать уровень раздела воды и уг­леводородного конденсата.

Принципиальная схема обвязки исследовательской аппаратуры и промыслового оборудова­ния при двухступенчатой сепарации газа.

1 – вход от скважины на групповой пункт; 2 – сепаратор I ступени; 3 – теплообменник; 4 – сепаратор II ступени; 5 – исследовательский сепаратор; 6 – малогабаритный термостатируемый сепаратор; 7 – штуцер; 8 – регулируемый штуцер; 9 – капиллярная трубка; 10 – кран для сброса конденсата.

Штуцер 7 в исследовательский сепаратор 5, в котором конденсат отделяется от газа при заданных давлении и температуре. Из исследовательского сепаратора 5 отсепарированный газ через регулируемый штуцер 8 направляется либо через теплообменник 3 (холодный режим), либо непосредственно (горячий режим) в промысловый сепаратор НТС 4 и далее в газо­сборный коллектор. Конденсат после замера его выхода сливается в резервуар через кран 10. Исследовательская аппаратура (ЛПГ) состоит из боль­шой сепарационной установки (БСУ) 5 и малогабаритного термостатируемого сепаратора 6. Первый сепаратор выполняет роль первой ступени сепарации, а малогабаритный сепаратор — роль II ступени сепарации. Малая термостатируемая установка 6 соединяется с отводящей (отсепариро­ванный газ) трубой большой сепарационной установки 5 с помощью регулируе­мого вентиля. Охлаждение бани сепаратора и теплого газа в холодильнике про­водится с помощью газа высокого давления, отбираемого из входной трубы боль­шого сепаратора (до штуцера) и редуцируемого до атмосферного давления. Низкие температуры получают за счет расширения газа высокого давления. После установления в сепараторе намеченной температуры и давления про­дувают газом сборник конденсата и приступают к опыту.

Сырой конденсат, скапливающийся в нижней части термостатируемого сепа­ратора, замеряют при помощи либо кранов, либо смотрового стекла.

По количеству прошедшего через счетчик газа и скопившегося в сборнике конденсата определяют количество конденсата (см³/м³).

 

14/16 Режим постоянной депрессии на пласт (Dр=р_пл-р_з=const).

Дебит при этом определяется из выражения

где Q – дебит, приведенный к атмосферным условиям.

Режим постоянной депрессии устанавливается при различных факторах, к которым относятся: близость подошвенной и контурной воды; деформация коллектора при значительных депрессиях; условия смятия колонны; возможность образования гидратов в пласте и стволе скважины и др.

В отличии от режима постоянного градиента, ограничиваемого величиной устойчивости пород к разрушению, пределы, ограничивающие величину депрессии, могут быть определены аналитическим путём независимо от того, по какому из факторов(подошвенная или контурная вода, деформация пласта, гидраты и т.д.) выбирается постоянная депрессия. Кроме того, в отличие от режима постоянного градиента режим постоянной депрессии на пласт по ряду факторов (подошвенная или контурная вода, гидраты др.) является переменной величиной в процессе разработки. Так, при наличии подошвенной воды сначала устанавливается величина допустимой депрессии в зависимости от вскрытой и газоносной мощности пласта, пластового давления и плотности воды и газа на данный момент времени. Но так как величина пластового давления, плотность воды и газа, а также положение ГВК являются переменными во времени, то устанавливаемая величина допустимой депрессии на пласт является функцией времени в процессе разработки. Изменение величины допустимой депрессии при газовом режиме является линейной функцией пластового давления. Если величина депрессии установлена исходя из возможной деформации пласта, то эта величина является слабо переменной величиной во времени и её можно сохранить постоянной достаточно длительное время. Снижение депрессии приведёт в этом случае не к существенным изменениям осложнениям, а просто к некоторому изменению производительности

скважин. Аналогичные расчеты можно повести и при образовании гидратов. В целом режим постоянной депрессии несущественно отличается от режима постоянного градиента, и расчет основных показателей практически одинаков. В ряде случаев допустимая депрессия на скважинах устанавливается с самого начала с целью получения максимально возможного дебита. Иногда предельно допустимая депрессия хотя и устанавливается с самого начала эксплуатации, но достигается в процессе разработки, что связано с конструкцией скважин, устьевыми условиями и.д. Этот случай близок к режиму постоянного дебита.

Режим постоянного забойного давления (р_з=const). Данный режим встречается довольно редко и в основном используется тогда, когда дальнейшее его снижение нежелательно из-за выпадения конденсата при разработке газоконденсатных месторождений. В отличии от предыдущих режимов режим постоянного забойного давления является наихудшим вариант с точки зрения темпа снижения производительности скважин. Эксплуатация газовых скважин на режиме при р_з =const характеризуется резким уменьшением во времени расхода газа, из-за чего необходимо прогрессивно увеличивать число скважин для поддержания заданного отбора газа с месторождения. Режим постоянного забойного давления является временным (особенно при наличии газового режима

 

залежи), и через определённый период эксплуатации требуется замена установленной величины на новое, более низкое значение или переход от указанного режима на какой-нибудь другой.

15/17 Режим постоянного дебита. (Q=const). Этот режим наиболее выгоден, если величина дебита при этом соответствует максимальным способностям пласта и скважины. Режим постоянного дебита устанавливается при отсутствии опасности прорыва подошвенных и контурных вод, разрушения пласта (хотя бы до определённого предела, с которого начинается разрушение), превышения допустимой величины скорости потока. Это практически возможно для крепких коллекторов до достижения определённой величины градиента на забое или величины устьевого или забойного давлений при заданной конструкции скважины и системы сбора, осушки и очистки газа. Режим постоянного дебита на определённой стадии разработки, особенно вначале, может быть установлен при наличии коррозии забойного оборудования и насосно-компрессорных труб, наличия жидкостных или песчаных пробок и т.д. Величина дебита при этом режиме устанавливается темпом(скоростью) коррозии, пропускной способностью забойного оборудования, скоростью потока, обеспечивающей вынос жидкости и твердых частиц, потенциальной отдачей пласта и наземными условиями.

Дебит выбирают с таким расчётом, чтобы не наблюдалось опасной вибрации оборудования на устье скважины. При этом наблюдается рост депрессии в пласте и с течением времени она достигает значительной величины. При достижении максимально допустимого значения депрессии необходимо для скважины устанавливать другой технологический режим, н.п. y=const или Dр=const, при котором не произойдет осложнений.

Режим постоянной скорости фильтрации на забое. Этот режим применяют в том случае, если имеется опасность разрушения несцементированного коллектора, а также в случае значительного выноса с забоя и призабойной зоны глинистого раствора и твердых частиц, если прискважинное оборудование не в состоянии эффективно очистить струю газа. Данный режим наилучшим образом соответствует оптимальным условиям работы первой ступени сепарации. Если режим постоянного дебита отчасти соответствует конструкции скважины, то режим постоянной скорости фильтрации в полной мере относится к призабойной зоне пласта, точнее к стенке скважины.

Математически, в предположении того, что силы, действующие на частицы пористой среды, пропорциональны скорости впервой степени, режим постоянной скорости фильтрации можно записать в виде

С=Q/р_з=const.

Здесь допустимое значение коэффициента С определяется по результатам исследования скважин

 

. 18Эксплуатация газовых скважин в условиях разрушения коллектора. Общие положения о режимах работы скважин при разрушении призабойной зоны, устойчивость горных пород. Влияние песчаной пробки на технологический режим работы горизонтальной газовой скважины.

На основании данных испытания газовых скважин устанавливают технологический режим их эксплуатации, который должен обеспечить получение max возможного дебита при min затрате пластовой энергии и при нормальной эксплуатации, без нарушений, могущих привести к различным осложнениям.

Т. к. при чрезмерно высоких отборах газа возможно разрушение ПЗП, образование песчаных пробок, необходимо ограничивать дебит газовых скважин.

Отбор газа ограничивается пропускной способностью ПЗП, ствола скважины и газосборной сети. На основании результатов испытаний и тщательного анализа устанавливаются и регулируется дебит всех эксплуатационных скважин.

Режим работы газовой скважины регулируют: а) штуцерами, установленными для каждой скважины на ГСП или устье; б) противодавлением газа в системе газосбора.

Установленный режим работы газовых скважин должен поддерживаться и систематически контролироваться.

Все факторы, влияющие на состояние ПЗП подразделяются на: 1) механическое загрязнение ПЗП – связанно с бурением и проведением КПРС, в результате которых в продуктивный пласт внедряются твердая фаза (утяжелитель) или инфильтрат бурового раствора. Этот процесс интенсивно протекает при СПО. 2) физико-литологические факторы – основываются на свойствах ГП; 3) физико-химические; 4) термохимическое. Их можно подразделить на самопроизвольное глушение скважин, связанное с ее конструкциями и с технологическим режимом.

Общие принципы борьбы с пескопроявлением: 1) предотвращение поступления песка в скважины; 2) вынос песка с забоя на поверхность; 3) ликвидация песчаных пробок.

Избежать разрушения пласта возможно за счет уменьшения дебита скважины, т.е. за счет уменьшения скорости фильтрации, депрессии и напряжения в ГП - экономически нерентабельно.

Используют забойные фильтры, крепление пород в ПЗП. Различают трубные и гравийные фильтры. 1-е спускаются в скважину на ОК или НКТ, делятся на простые с размером отверстий (1,5-2 мм), щелевые (0,4-0,5 мм) и сложные – проволочные, металлокерамические, стеклотканевые. Гравийные фильтры м. б. созданы на поверхности, слой гравия 4-6 мм помещается между двумя концентрическими перфорированными трубами в зазоре 20 мм и в скважине путем намыва слоя частиц за стенки перфорированной трубы.

Крепление пород в ПЗП – процесс связывания частичек м/у собой различными способами: с помощью цементного раствора, песчано-цементной смеси и смол.

Ликвидацию песчаных пробок проводят промывкой скважины различными жидкостями, газожидкостными смесями, пенами, продувкой воздухом, очисткой скважины с помощью струйного насоса, желонки и гидробура.

Прямая промывка – процесс удаления, когда промывочная жидкость нагнетается в трубы, а выносится ч/з затруб.

Обратная промывка – процесс удаления песка с нагнетанием жидкости в затруб и направлением восходящего потока ч/з промывочные трубы.

Струйные аппараты применяют для промывки, когда ЭК имеет дефекты, либо эксплуатируемый пласт сильно дренирован.

Применение воздуха, аэрированной жидкости и пен м. б. осуществлено в скважине с небольшим столбом жидкости и при рыхлых пробках.

Удаление пробок желонками, заключается в ее последовательном спуске на забой и подъеме.

Недостатки:

а) длительность процесса;

б) возможность протирания ЭК;

в) возможность обрыва тартального каната;

г) загрязнение рабочего места;

 

⇐ Предыдущая123456789Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: