 |
Определение давлений и расхода газа
|
|
|
|
Обработка результатов исследований скважин начинается с определения забойных давлений. Наиболее надежные данные получают при непосредственном измерении забойных давлений глубинными приборами. Однако, если газ достаточно чист (примеси не превышают 1 – 10 г./см3), вполне допустимо забойные давления определять по давлению на устье скважины. При неподвижном столбе газа
. (7.1)
– давление на забое;
– давление неподвижного столба на устье.
, (7.2)
– относительная плотность газа;
– глубина скважины до расчетного уровня, м;
– среднее по высоте значение коэффициента сжимаемости газа;
– средняя по скважине абсолютная температура газа, К.
Если по той или иной причине в скважине не образуется неподвижный столб газа, а его давление на устье удается замерить, забойное давление можно рассчитать по формуле
, (7.3)
и 
– абсолютные давления на забое и на устье, МПа;
– расход газа, м3/с;
. (7.4)
– определяется по справочникам как функция числа Рейнольдса и относительной шероховатости труб, диапазон изменения =0,014 – 0,025;
– 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
|
|
|
