Метод исследования газовых скважин при стационарных режимах фильтрации, интерпретация результатов исследования

Федеральное агентство по образованию.
Государственное образовательное учреждение
Высшего профессионального образования
«Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет»
Институт Нефти и Газа
Кафедра «Разработка и эксплуатация
газовых и газоконденсатных
месторождений»

Курсовая работа
по дисциплине
«Подземная гидромеханика»
Тема: «Метод исследования газовых скважин при стационарныхрежимах фильтрации, интерпретация результатов исследования»
Выполнил: студент группы
НРГ-07-1 Мараховский С.В.
Проверил: Забоева М.И.
Тюмень 2010

Содержание
 
Введение
1. Оборудование, применяемое при исследовании скважин настационарных режимах фильтрации
2. Расчетзабойного и пластового давления по замеру устьевых давлений
3. Двухчленный закон фильтрации. Коэффициентыфильтрационного сопротивления
4. Интерпретация результатовисследования
5. Задача
Заключение
Список используемой литературы
Введение
Исследование скважин пристационарных режимах фильтрации, часто называют методом установившихся отборов,базируется на связи между установившимися забойными (устьевыми) давлениями идебитом газа на различных режимах и позволяют определить следующее:
Зависимость дебита газа отдепрессии на пласт и давления на устье.
Изменение забойного и устьевогодавлений и температур от дебита скважин.
Коэффициенты фильтрационногосопротивления.
Количество выносимых жидких итвердых примесей на различных режимах.
Условия разрушения призабойнойзоны, накопления и выноса твердых и жидких частиц с забоя скважины.
Технологический режим работыскважины с учетом различных факторов.
Коэффициент гидравлическогосопротивления труб.
Эффективность таких ремонтно-профилактическихработ, как интенсификация, крепление призабойной дополнительная перфорацияустановка мостов, замена фонтанных труб и др.
Оборудование для исследования монтируетсяна скважине согласно типовой утвержденной схемы (рис 1.1) на газодобывающемпредприятии (для скважин вышедших из бурения, для действующего фонда скважин) илипо специально утвержденной программе.

/>/>
Рис 1.1
1-Факельная линия
2-Установка «Надым — 1»
Перед началом исследованияметодом установившихся отборов давление на устье скважины должно бытьвосстановлено до статического. Исследование проводится последовательнымступенчатым увеличением дебита скважины, от меньших к большим (прямой ход). Работаскважины на режиме исследования продолжается до полной стабилизациитермогазодинамических параметров (Р,Q, Т). Первая точка индикаторной кривойвыбирается тогда, когда давление и дебит скважины на данной диафрагме (штуцере)перестает изменятся во времени. Процесс стабилизации давления и дебитанепрерывно регистрируется и полученные данные (кривая КСД) используется вдальнейшем для определения параметров пласта.
После проведения замеровдавлений на забое, на устье (Рб, Рзатр, Рмк и Туст), дебита газа, количестважидкости и твердых частиц — скважину закрывают для восстановления статическогодавления. Процесс непрерывно регистрируется (запись КВД). В дальнейшем, путемсоответствующей обработке данных КВД определяют параметры пласта.
Исследования проводят на 5-6режимах прямого хода и 2-3 режимах обратного хода, в зависимости отутвержденной программы.
При наличие пакера в затрубномпространстве, значительного количества жидкости в потоке газа, определениезабойного давления по устьевым замерам приводит к большим погрешностям. Поэтомурекомендуется использовать глубинные манометры в комплексе с термометром длянепосредственного замера забойных давлений и температур.
Основным и обязательным условиемметода установившихся отборов является полная стабилизация давления,температуры и дебита на режимах исследования. При исследованиивысокопродуктивных пластов и скважин это условие выполняется достаточно быстрои стабилизация параметров происходит в период от нескольких минут до несколькихчасов.
1. Оборудование, применяемое при исследованиискважин на стационарных режимах фильтрации
Оборудование, применяемое приисследовании скважин методом установившихся отборов можно разделить на два типа:
Глубинные приборы и комплексы,предназначенные для замера параметров работы скважины непосредственно на забоеи по стволу скважины.
Устьевое исследовательскоеоборудование.
Перечислим наиболее часто применяемоеустьевое оборудование:
Шайбный измеритель расхода газа.
Диафрагменный измерителькритического течения газа.
Дифманометры — расходомеры (поплавковые,мембранные, сильфонные), (УСФ-100).
Установки для исследованийскважин «Надым-1», «Надым-2».
Устройство «Режим ПНА-1».
Низкотемпературные сепарационныеустановки (передвижные), наиболее часто применяемые при исследованиигазаконденсатных и газонефтяных скважин (трапы).
Средства КИПиА: образцовыеманометры, ртутные термометры, датчики давления и температуры частотного ианалогового типа с регистрирующей аппаратурой, акустические датчикимеханических примесей и т.д.
Шайбный измеритель расхода газа.
Предназначен для измерения расходагаза (до 5 тыс. м3/сут). Данный прибор применяется для замера дебитагаза в трубном и затрубном пространстве нефтяных скважин эксплуатируемыхглубинно-насосным способом.
Представляет собой упрощенныйДИКТ и дифференциальный жидкостной U-образный манометр, подсоединяемый вкорпусе ДИКТа на расстоянии 3-5 см от шайбы.
Суточный дебит газарассчитывается по формуле:
 
Q = 0,172 dш2(h/gг) 0,5 (293/Тг) 0,5,где
dш — диаметр шайбы,мм;
gг — относительный удельный вес газа;
h — перепад давления в мм;
Тг -температура газа, К.
Диафрагменный измерителькритического течения газа (ДИКТ).
Виды: ДИКТ-100, ДИКТ-50.
Используются при исследованиискважин с выпуском газа в атмосферу. При измерении дебита с помощью ДИКТадолжно быть обеспечено условие критического течения газа через диафрагму т.е. давлениедо диафрагмы должно быть в два и более раз выше, чем после нее.
Дебит газа определяется поформуле:
 
Q = С РдD /( gгz Тд) 0,5,где
Q — дебит газа, тыс. м3/сут.;
С — коэффициент, определяемый потаблице и зависящий от диаметра диафрагмы;
Рд — абсолютноедавление перед диафрагмой, кгс/см2;
Dпоправочныйкоэффициент для учета изменения показателя адиабаты реального газа;
gг — относительная плотность газа по воздуху;
Тд — абсолютная температура газа перед диафрагмой, К;
z — коэффициент сверхсжимаемости.
Дифманометры-расходомеры.
Расходомеры данного типа состоятиз двух основных узлов:
Устройство, в котороммонтируется диафрагма, сопло, штуцер (иное калиброванное отверстие)
Дифференциального манометра, спомощью которого измеряется перепад давления на диафрагме.
Дебит газа рассчитывается поформуле:
 
Q= 1700a e k tk1 dш2(Р1 h / gгТ z) 0,5,где
Q — дебит, м3/сут;
aкоэффициент расхода газа, определяемый в зависимости от отношения dш/D;
D — диаметр трубопровода;
e — поправочныйкоэффициент на расширение струи газа, определяемый по графикам в инструкции;
kt — коэффициент, зависящий от материала и температуры;
k1 — суммарная поправка на недостаточную остроту входнойкромки диафрагмы и шероховатость трубопровода, определяется по табл. инструкции;
dш — диаметрдиафрагмы;
Р1 — абсолютноедавление перед диафрагмой, кгс/см2;
h — перепаддавления до и после диафрагмы в мм рт. ст.;
gг — относительная плотность газа по воздуху;
Т — абсолютная температура газа перед диафрагмой, К;
Z — коэффициент сверхсжимаемости газа при Ри Т.
Установки для исследования скважин «Надым-1», «Надым-2».
Установки «Надым-1» (рис.1.2), «Надым-2» используютсядля проведения специальных газогидродинамических исследований скважин методомустановившихся отборов газа на газовых месторождениях и подземных хранилищ газа.
Установки «Надым-1» монтируются на факельной или задавочнойлинии скважины. На технологической линии (манифольде) перед шлейфом — «Надым-2».
Установки представляют собой устьевое малогабаритное устройство состоящееиз трех функциональных элементов:
Сепаратора, очищающего продукцию от жидкости и механических примесей.
Расходомера.
Емкостей для сбора отсепарированных твердых и жидких примесей.
Сепаратор состоит из первой ступени (грубой очистки) и второй ступени (тонкойочистки). Фильтра — набор фторопластовых фильтрующих цилиндров, надетых накаркас фильтр-пакета, прижатых обтекателем. Фторопластовые фильтр-пакеты (ФЭП120-94-250/20) практически полностью задерживают жидкость и твердые частицыразмером более 20 мкм (DР
/>
Рис.1.2 Общий вид коллектора«Надым-1»:
1 — штуцера для замера давления;2,6 — центробежные завихрители; 3 — отбойник; 4,11 — корпуса; 5 — обтекатель; 7- фильтрующий элемент; 8 — кольцевая камера; 9 — отбойник примесей; 10 — каркасфильтрующего элемента; 12 — заглушка; 13 — ДИКТ; 14 — вентиль; 15-термокарман; 16- полухомут; 17 — штуцера для уравнительных трубок; 18 — контейнер; 19 — гайканакидная.
Расходомером в комплекте «Надым-1» является ДИКТ, а в установке«Надым-2» — диафрагменное сужающее устройство УСБ-100-16. Контейнеры- цилиндрические емкости диаметром 219 мм соединяемые быстроразъемнымсоединением с корпусом.
Установки «Надым-1», «Надым-2» монтируются согласноинструкции по эксплуатации следующим образом:
на конце факельной линии скважины устанавливают первую секцию сепарации всборе;
устанавливают корпус второго блока сепарации, затягивают полухомутыбыстросхватного соединения;
собирают каркас фильтр-пакета с фильтрами и завихрителем, вставляют вкорпус;
на выходе второго блока сепарации устанавливают ДИКТ, затягиваютполухомуты быстросхватного соединения;
присоединяют контейнеры к первому и второму блоку сепарации;
устанавливают контрольно-измерительные приборы, подключают дистанционныедатчики.
После окончания исследования разборку установки производят в обратномпорядке.
На каждом режиме проводимого исследования производится отбор пробмеханических примесей и жидкости в мерные сосуды и контейнеры (ёмкости). Пробынаправляются в химико-аналитическую лабораторию для проведениягранулометрического и гидрогеохимического анализа. После каждого режимапроизводится визуальный осмотр фильтр-пакета, повреждённые фильтра заменяютсяновыми.
К работе с коллекторами «Надым-1», «Надым-2» допускаютсялица, прошедшие спец. инструктаж и сдавшие экзамен по «Правиламбезопасности в нефтяной и газовой промышленности».
Установки «Надым-1», «Надым-2» должны подвергатьсягидравлическому испытанию (дизельным топливом) каждые 200 часов непрерывнойработы. При сборке на скважине установки «Надым-1», «Надым-2»проверяются опрессовкой давлением Рст. Контейнеры демонтируютсятолько после полного стравливания давления газа.
2. Расчетзабойного и пластового давления по замеру устьевых давлений
Для определения забойногодавления в остановленной и работающей скважине существует две возможности:
Непосредственное измерениедавления на забое с помощью глубинных приборов.
Измерение на устье скважиныстатического и динамического давлений с последующим пересчетом этих величин на серединуинтервала перфорации.
Для измерения пластового изабойного давлений применяются глубинные манометры.
Для определения Рпл. и Рзаб. расчетнымпутем по данным устьевых замеров, произведенных с помощью образцовых манометров(МО) или датчиков давления, используют барометрическую формулу. При этомисходят из условия равновесия неподвижного столба газа в стволе скважины иизбыточного давления на устье с пластовым давлением.
Давление на забое остановленнойскважины глубиной L определяется:
 
РL= Pст еs,(2.1)
где показатель степени S =0,03415 pL / ZсрТср;
Тср — средняя температура постволу скважины;
Zср — средняя величинакоэффициента сверхсжимаемости газа по стволу скважины.
В качестве расчетной глубины Lскважины принимается глубина до середины интервала перфорации. Для определенияZ используются значения псевдокритических и приведенных параметров природногогаза. По кривым их зависимостей определяют Z графическим путем.
Если скважина не оборудованапакером и работает по фонтанным трубам (НКТ), то забойное давление определяетсяпо затрубному устьевому давлению с помощью барометрической формулы. Во всехдругих применяются методы расчета забойного давления по динамическому столбугаза, учитывающие конструкцию НКТ, наличие жидкости в продукции скважины,изменение температуры газа по стволу скважины.3. Двухчленный закон фильтрации. Коэффициентыфильтрационного сопротивления
При обработке результатовисследований скважин на стационарных режимах фильтрации используется двухчленныйзакон сопротивления описывающий характер притока газа.
Данный закон является общим исправедлив для жидкости и газа во всем диапазоне изменения числа Рейнольдса, ав определённых областях изменения скорости фильтрации переходит в закон Дарси иквадратичный закон.
Само уравнение притока газа принелинейном двухчленном законе фильтрации газа к скважине имеет вид
 
Р2пл — Р2заб= аQ + bQ2,(3.2)
где а и b — коэффициенты фильтрационногосопротивления, зависяцие от несовершенства скважины, геометрическиххарактеристик зоны дренирования, параметров продуктивного пласта и свойств газа.Фильтрационные коэффициенты а и b можно определить по формулам
 
а = />, (3.3)
b== />, (3.4)
m(Р, Т), Z (Р, Т) — коэффициенты вязкости и сверхсжимаемости газа, зависящие от давления и температуры газа, k — проницаемость пласта, l — коэффициент макрошероховатости пласта, С1, С2,С3, С4 — коэффициенты несовершенства по характеру истепени вскрытия, r — плотность газа, Rk, Rc — радиусы контура питания и скважины.
Таким образом, коэффициентыфильтрационного сопротивления характеризуют физические свойства газа,фильтрационные свойства пористой среды (т.е. пласта) и геометрические параметрыфильтрации. Значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений используются настадии проектирования и при дальнейшей разработке газовых и газоконденсатныхместорождений.
Для определения значенийфильтрационных коэффициентов сопротивления по результатам испытания скважиниспользуются графический и аналитический методы, получившие широкое применение впрактикеисследования газовых и газоконденсатных скважин в РФ и другихстранах мира.
При использовании графическогометода определения скважина должна исследоваться на 5 — 8 режимах фильтрации. Причём2 -3 режима из 8 должны быть проведены обратным ходом т.е. переходом с большегодебита на меньший. Это необходимо для проверки данных, полученных приотносительно небольших дебитах на прямом ходу, когда возможно наличие столбажидкости на забое скважины и влияние загрязнения призабойной зоны на дебитскважины.
По результатам проведённогоисследования определяют Рпл, Рзаб и Q. Рассчитываютсязначения DP2= Р2пл — Р2заб на различных режимах работы скважины. Послеэтого строится зависимость между DP2 и Q (рис.3.1). Полученнаяиндикаторная кривая проходит через начало координат. Обработка индикаторнойкривой в координатах DP2 /Q от Q позволяет определить из графика значения коэффициентов аи b. При этом коэффициент а определяетсякак отрезок, отсекающий на оси DP2 /Q величину а= 0,07023, а коэффициент b, как тангенс угланаклона прямой к оси, равный b = 0,000160.
/>
Рис. 3.1  Зависимость  DP2  иDP2/Q   от  Q.
Численный метод определенияфильтрационных коэффициентов применяется при значительном числе точек, когдачисло режимов превышает 10. При этом режимные точки, явно отличающиеся от общейзакономерности DP2и Q из расчёта исключаются. Формулы для определенияфильтрационных коэффициентов имею вид:
/> (3.5)
/>, (3.6)
где />; N — число режимов. Суммы берутся по всем измеренным значениям /> и Q.
Такой численный методопределения коэффициентов называется метод наименьших квадратов.
Если пластовое давление неизвестно, результаты исследования могут быть обработаны в координатах
/> 
и определены (как графически,так и численно) коэффициенты a и b
где i =1,2,3 …. m; n -порядковыйномер режима; m — общееколичество режимов. Коэффициент а определяется как отрезок, отсекаемыйполученной прямой на оси ординат, b как тангенсугла наклона прямой к оси абсцисс.
Если пластовое давлениенеизвестно, коэффициенты а и b можноопределить численным методом по формулам
/>, (3.7)
/>, (3.8)
где N — число сочетаний,определенное по формуле /> Поформулам и вычислять коэффициенты рекомендуется только при наличии большогочисла точек (15-20), так как в противном случае точность полученных значенийбудет очень низкой.
Определива и bописанными в п.3 методами, можно вычислить пластовое давление по формуле:
/> (3.9)
 4. Интерпретация результатов исследования
Результаты проведенияисследования оформляются официальным документом — актом, в котором отражены всеизмеренные и расчётные параметры работы скважины на режимах. Состояние скважиныперед проведением исследования. Потери в добыче газа в период проведенияисследования. Тарировочные таблицы применяемых измерителей физических величин. Атакже строятся индикаторные кривые.
АКТ о специальномисследовании скважины N 1032 от 90400 м. Медвежье
1. ПОКАЗАНИЯ ПРИБОРОВ. IНАИМЕНОВАНИЕIБУФЕР IЗАТРУБ. I ШЛЕЙФ I ДИКТ
Lскв = 1154 м IДАТЧИК N I1306 1307 1288 988
Dвн = 168.0 мм IМЕСТО НУЛЯ I3070 5964 6009 5995
РАБОЧИЙ РЕЖИМ: Pбуф = 3574.0дел,Pзатр= 0.0дел, Pшл = 6957.0дел
СТАТИКА: Pбуф = 3622.0дел,Pзатр= 0.0дел, Tшл = 17.4 гр. С
ДИАМЕТРI ДАВЛЕНИЕ, дел. IТЕМПЕР.I ВРЕМЯ I ОБЬЕМ I КОЛИЧ.
ШАЙБЫ, I-----I ГАЗАI РЕЖИМАI ВОДЫ I МЕХПР.
ММ I БУФЕРI ЗАТРУБ. I ДИКТ I град. СI минI см3 I см3
28.50 3590 0.00 6967 12.00 40.00400.00 0.00
31.70 3582 0.00 6918 12.80 40.003000 0.00
34.90 3572 0.00 6858 12.50 40.004000 0.00
38.00 3564 0.00 6804 12.60 40.005200 0.00
41.00 3557 0.00 6751 12.30 40.007000 0.00
31.70 3582 0.00 6919 12.90 30.002800 0.00
34.90 3571 0.00 6858 12.80 30.004000 0.00
2. РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА. Qр= 432тыс. м3/сут
РАБОЧИЙ РЕЖИМ: Pбуф= 29.13АТА,Pзатр= 0.00 АТА, Pшл= 27.60 АТА
СТАТИКА: Pбуф= 32.03 АТА,Pзатр= 0.00АТА, Pпл= 34.64 АТА
ДИАМЕТРI ДАВЛЕНИЕ, АТА IРАСХОДIВОДНЫЙ IУД. СОД. I &Q,
ШАЙБЫ, I-------------------------------Iтыс.м3 IФАКТОР I МЕХПР. I
ММ I БУФЕРI ЗАБОЙ I ДИКТ I /сут Icм3/м3 I мг/м3 I%
28.50 30.08 32.82 27.63 335 0.040.0 — 0.6
31.70 29.60 32.41 26.19 391 0.280.0 — 1.5
34.90 29.01 31.89 24.43 440 0.330.0 0.8
38.00 28.53 31.50 22.85 487 0.380.0 — 0.2
41.00 28.12 31.18 21.30 530 0.480.0 — 1.7
31.70 29.60 32.41 26.22 391 0.340.0 — 1.6
34.90 28.95 31.82 24.43 440 0.440.0 2.1
Потери газа при исследовании: 92.6тыс. м3
A= 0.244400АТА2*сут/тыс. м3 B= 0.000547АТА2*сут2/(тыс. м3) 2
a= 0.245221АТА2*сут/тыс. м3 b= 0.000371АТА2*сут2/(тыс. м3) 2
Расчетные параметры *
ДиаметрI Pзаб IPпл-PзабIPбуф-PдIРст-PбуфI Расход I Скорость
мм I АТАI АТА I АТА I АТАI т. м3/с I м/сек
28.50 32.82 1.82 2.45 1.95 334.575.91
31.70 32.41 2.23 3.41 2.43 390.856.99
34.90 31.89 2.75 4.57 3.02 439.818.00
38.00 31.50 3.14 5.68 3.50 487.018.97
41.00 31.18 3.46 6.82 3.92 529.599.85
31.70 32.41 2.23 3.38 2.43 391.227.00
34.90 31.82 2.82 4.51 3.08 439.548.01
* могут использоваться толькодля приблизительной оценки работы скважины
Исполнитель: Представительзаказчика:
/>
/>
5. Задача
дача II:
Определить коэффициент СI учитывающийдополнительное фильтрационное сопротивление, приведенный радиус />и коэффициент совершенства d гидродинамически несовершенной по степенивскрытия скважины радиусом rс = 0,1 м, находящейся впласте с круговым контуром питания. Мощность пласта h =16 м, мощность вскрытой части пласт b = 9,6 м, радиусконтура питания Rк = 1 км.
Решение:
По Щурову В.И.
1 />/>
2. />/>
По графику зависимости /> определим:
/>
4. Приведенный радиус скважины:
/>/>
5. Коэффициент совершенства d:
/>
Заключение
Таким образом, мы видим, чтоважнейшие источники информации о газоносном пласте и скважинах газовогоместорождения — газогидродинамические методы исследования газовых скважин пристационарных режимах фильтрации, результаты этих исследований необходимы при определениизапаса газа и конденсата, при проектировании и анализе разработки месторождений,составлении проектов обустройства, установления технологических режимовэксплуатации скважин, оценке их эффективности различных геолого-технических мероприятий.проводимых на скважинах и т.д.
В настоящее время получаютразвитие так называемые комплексные исследования газовых скважин, основанные наприменении газогидродинамических и геофизических методов в сочетатании слабораторными анализами кернов и продукции скважины (газа, конденсата и воды). Применениекомплексных методов позволит получать более полные данные о пластах и скважинах.
Большой вклад в разработку этихметодов внесли Е.М. Минский, Б.Б. Лапук, И.А. Чарный, Ю.П. Коротаев, Г.А. Зотови др.
При помощи геофизических методовв сочетании с газогидродинамическими можно разрешить многие вопросыпроектирования и анализа разработки месторождений и, в особенности, вразработке эффективных методов контроля и регулирования разработки.
Список используемой литературы
1. К.С. Басниев, А.М. Власов, И.Н. Кочина, В.М. Максимов. Подземнаягидравлика. — М.: Недра, 1986г.
2. Ф.А. Требин, Ю.Ф. Макагон, К.С. Басниев. Добыча природного газа.- М.: Недра, 1976 г.
3. О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, А.И. Ширковский, Л.С. Чугунов. Физикапласта, добыча и подземное хранение газа. — М.: Наука, 1996 г.
4. Г.А. Зотов, З.С. Алиев. Инструкция по комплексному исследованию газовыхи газоконденсатных пластов и скважин. — М.: Недра, 1980 г.
5. В.А. Евдокимова, И.Н. Кочина. Сборник задач по подземной гидравлике.- М., Недра, 1979 г.