По своему назначению испытания газовых скважин подразделяются на следующие виды:
) первичные исследования проводятся на разведочных скважинах после окончания бурения. Их назначение состоит в выявлении добываемых возможностей скважины, т. е. максимально допустимого дебита, который может быть получен, исходя из геолого-технических условий, оценки параметров пласта и установлении первоначальных рабочих дебитов для опытной эксплуатации;
) текущие исследования применяют для установления и уточнения технологического режима работы и текущей проверки параметров призабойной зоны пласта и скважины (один раз в год или чаще, в зависимости от условий работы скважин);
) контрольные исследования осуществляются периодически с целью проверки качества текущих исследований, определения параметров пласта для составления проекта разработки и анализа разработки месторождения;
) cпециальные исследования проводятся перед остановкой скважины на ремонт
или выходе из ремонта, перед консервацией скважины и при расконсервации, до и
после работ по интенсификации притока газа. К специальным также относятся
испытания газоконденсатных скважин и испытания, проводимые с целью выяснения
влияния засорения призабойной зоны глинистым раствором, а также испытания по
определению скопления жидкости в стволе и призабойной зоне при различных
условиях работы скважины.
2.2.2 Подготовка скважины к газогидродинамическим исследованиям
Все скважины после завершения буровых работ, цементажа, перфорации и обустройства необходимыми забойными и устьевыми оборудованием подлежат освоению, т.е. замене глинистого раствора водой, а затем продувке в атмосферу с постепенным переходом на работу с газом. Освоение скважины - это процесс, имеющий непосредственное отношение к предполагаемой методике испытания скважин и обработке полученных результатов. Режим освоения скважины должен быть выбран в зависимости от механических и фильтрационных свойств пласта, близости подошвенной или краевой воды, физических свойств бурового раствора, использованного при вскрытии продуктивного пласта, от возможности образования гидратов, песчаных или глинисто-песчаных пробок и от многих других факторов.
Дебит продувки, устьевое, затрубное и межколонное давления и температуры газа должны быть фиксированными. Фиксируется в обязательном порядке и продолжительность продувки с целью оценки потерь газа и конденсата в процессе продувки и для выбора методики обработки кривой восстановления давления, снятой при остановке после продувки. Продувка - освоение скважины существенно влияет на форму начального участка кривой восстановления давления. Продувка скважины без предварительно оцененного значения депрессии на пласт может привести к подтягиванию к скважине конуса подошвенной воды и к обводнению скважины. Продувка скважины без предварительной оценки режима эксплуатации скважины может привести к разрушению призабойной зоны и образованию глинисто-песчаных, песчаных пробок, а также к образованию гидратов в призабойной зоне пласта и в стволе скважины. Поэтому перед продувкой скважины следует детально ознакомиться с геолого-физическими, термобарическими данными скважины. В соответствии с ожидаемыми дебитами следует выбрать конструкцию забойного и устьевого оборудования, диаметр и глубины спуска фонтанных труб, диаметр диафрагмы, исходя из ожидаемого устьевого давления.
Подготовка скважины к газогидродинамическому исследованию ведется в зависимости от назначения исследования (первичное, текущее, специальное) и объема требуемой информации; от геологических особенностей залежи, состава и количества ожидаемого газа, воды и конденсата, твердых примесей; от возможности образования гидратов, устойчивости продуктивного пласта; от конструкции скважины и применяемых глубинных приборов; от степени освоения месторождения, т.е. от наличия наземных коммуникаций по сбору и осушке газа и др.
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 (рисунок 6Б - Оборудование устья скважины, не подключенной к газосборному пункту; рисунок 7Б - Оборудование устья скважины, подключенной к газосборному пункту; приложение Б).
Устье скважины, не подключенной к промысловому газосборному пункту перед газогидродинамическим исследованием, оборудуется лубрикатором, образцовыми манометрами, сепаратором, измерителем расхода, термометрами и выкидной линией для факела. В зависимости от намеченной программы возможны некоторые изменения отдельных узлов этой схемы. В частности, если предполагается проведение глубинной дебитометрии, шумометрии или измерения забойного давления и температуры приборами с дистанционной регистрацией измеряемых величин, то вместо обычного лубрикатора устанавливается лубрикатор для спуска приборов на кабеле.
Если в добываемом газе не ожидается значительного количества влаги, и нет необходимости спуска глубинных приборов для определения забойного и пластового давления, то эти давления определяются расчетным путем по устьевым замерам давления. В этом случае нет необходимости оборудовать устье скважины лубрикатором. Как правило, названный случай на практике встречается на неглубоких газовых месторождениях, небольших глубинах пласта, при отсутствии подошвенной воды, отсутствии условий образования жидкостной или песчаной пробки, при незначительном содержании тяжелых компонентов углеводородов в составе пластового газа и др.
Наиболее распространенная схема обвязки устья скважин, подключенных к
промысловому газосборному пункту, предусматривает индивидуальное испытание
каждой из них. Такая схема обвязки требует оборудования устья скважины
лубрикатором, образцовыми манометрами, термометрами и подключения исследуемой
скважины к линии испытания. Расход газа определяется по данным расходомера,
установленного на линии испытания. Для проведения исследования вход в общий
коллектор закрывается задвижкой и на линии испытания открывается задвижка. На
обустроенных и введенных в разработку месторождениях необходимость подачи
ингибитора в скважину предусматривается проектом разработки, и поэтому
сооружать звено по подаче ингибитора не следует. Нужно максимально использовать
возможность испытания скважин с подачей газа в газопровод, что позволяет избежать
потери газа при испытании и охранять окружающую среду от загрязнения природным
газом.
.2.3 Гидродинамические исследования на стационарном режиме
Стандартные исследования газовых скважин проводят с целью определения следующих параметров:
- геометрические характеристики залежи, в частности общие размеры газоносного резервуара, изменение общей и эффективной мощности пласта по площади и разрезу, границы газоносной залежи, размеры экранов и непроницаемых включений, положение газоводяного контакта и его изменение в процессе разработки;
- коллекторские и фильтрационные свойства пласта (пористость, проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, сжимаемость пласта, газонасыщенность, пластовые, забойные и устьевые давления и температуры), их изменение по площади и разрезу пласта, а также по стволу газовой скважины;
- физико-химические свойства газа и жидкостей (вязкость, плотность, коэффициент сжимаемости, влажность газа), условия образования гидратов и их изменение в процессе разработки залежи;
- гидродинамические и термодинамические условия в стволе скважины в процессе эксплуатации;
- изменение фазовых состояний при движении газа в пласте, стволе скважины и по наземным сооружениям в процессе разработки залежи;
- условия скопления и выноса жидкости и твердых примесей из забоя скважины, эффективность их отделения;
- технологический режим работы скважин при наличии различных
факторов, таких, как возможность разрушения призабойной зоны пласта, наличие
подошвенной воды, влияние температуры продуктивного пласта и окружающей ствол
скважины среды, многопластовость и неоднородность залежи.
A. Технология проведения исследований
Исследование скважины при стационарных режимах проводится по заранее составленной программе работ. Объем исследований, который предусмотрен программой, устанавливается на основании проектных решений или исходя из проведенных ремонтно-профилактических и интенсификационных работ. В соответствии с программой исследования и в зависимости от обустройства промысла подготавливаются соответствующие приборы, оборудования и инструмент. Их монтируют на скважине.
Перед началом исследования давление на устье скважины должно быть статическим. Исследование нужно начинать с меньшего дебита и наращивать его от режима к режиму - прямой ход. После фиксирования статического давления скважину следует пускать в работу с небольшим дебитом и дожидаться полной стабилизации забойного устьевого давления и дебита. Забой скважины при испытании ее методом установившихся отборов должен быть чистым, или, если имеется какой-то столб жидкости или песчаная пробка, желательно, чтобы высота их оставалась неизменной. В противном случае коэффициенты сопротивления, определяемые по результатам испытания, будут переменными от режима к режиму, что приводит к сильному искажению индикаторной линии.
Значения забойных давлений, дебита и температуры должны быть фиксированы после полной стабилизации давления и дебита. Условия стабилизации оцениваются постоянством показаний приборов, используемых для измерения давления, перепада давлений на расходомере и температуры во времени. После снятия этих показаний на первом режиме - диафрагме (штуцере) скважину закрывают для восстановления давления до статического. Процессы пуска скважины и стабилизации давления и дебита при этом, работа скважины на установившемся режиме, восстановления давления после закрытия скважины на данной диафрагме (штуцере) составляют один режим работы скважины.
Процесс перераспределения давления в пласте, или, как принято называть этот процесс, стабилизация давления и дебита после пуска, зависит от фильтрационных и емкостных параметров пористой среды и насыщающих ее жидкостей и газов. Используя эту зависимость, можно определить параметры пласта. Поэтому при исследовании скважины следует фиксировать статическое давление перед пуском скважины, процесс стабилизации давления и дебита, параметры скважины при работе после стабилизации давления, дебита и температуры и процесс восстановления давления после закрытия. Этот комплекс информации при соответствующей обработке позволяет определить большое число фильтрационных, емкостных и технических характеристик пласта и ствола скважины.
После достижения статического давления скважину пускают в работу на новом режиме, отличающемся от первого большим дебитом и меньшим забойным давлением. На втором режиме, так же как и на первом, регистрируются процессы стабилизации забойного давления и дебита, параметры после стабилизации режима и процесс восстановления давления до достижения статического давления. Таким же образом снимаются показания давления, дебита и температуры на всех 5-8 режимах. Таким образом, если приступаем к исследованию скважин методом установившихся отборов на 8 режимах, то это означает, что имеем 8 кривых стабилизации давления и дебита, 8 значений установившихся различных по величине забойных давлений и дебитов, 8 кривых восстановления давления. Обработка этих данных позволяет определить режим работы скважины; коэффициенты фильтрационных сопротивлений тремя способами: по индикаторной кривой, по кривым стабилизации давления и дебита и по сочетанию забойных давлений и дебитов без использования пластового давления; проводимость тремя методами: ухудшения или улучшения параметров призабойной зоны; пьезопроводность пласта, наличие экранов и ухудшений параметров пласта за пределами призабойной зоны, емкостные параметры пласта, приведенный радиус скважины и др.
При исследовании скважин методом установившихся отборов необходимо: соблюдать условия стабилизации и восстановления давления; наблюдать за давлением в межколонном пространстве; замерять давление, температуру, дебит газа, воды, конденсата; определять количество твердых примесей. При наличии жидкости в потоке газа желательно, чтобы один из режимов обратного хода был с наименьшим дебитом. Такой контрольный режим позволит определить наличие жидкости на забое, вынос которой был затруднен при прямом ходе в начале испытания скважины заданной конструкции. При наличие 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 глубинными приборами с местной или дистанционной регистрацией забойного давления на различных режимах. Если забойное оборудование затрудняет измерение забойного давления глубинными манометрами, то следует в зависимости от количества жидкости и газа, конструкции скважины, коэффициента сопротивления труб и структуры потока вывести эмпирическую формулу для достаточно точного определения забойного давления таких скважин.
Если скважина, в которой будут выполнены исследования, работала перед
началом испытания, то ее следует закрыть и дождаться полного восстановления
давления.
2.2.4 Исследования скважин на нестационарных режимах
Нестационарные методы исследования газовых скважин основаны на законах перераспределения давления при запуске их в работу и после их остановки, что в конечном итоге позволяет определить фильтрационные и емкостные свойства продуктивных коллекторов.
При распределении давления для получения аналитической зависимости давления от параметров пласта, вводится предположение, о том что, скважина расположена в центре круговой залежи конечного или «бесконечного» размера с постоянной толщиной, пористостью, проницаемостью. Если же пласт конечных размеров, то до достижения контура питания условия на нем не влияют на работу скважины. При достижении контура питания распределения давления, начинается общее истощение залежи.
Нестационарный процесс перераспределения давления, т.е. его изменение по радиусу и во времени после остановки газовой скважины и изменение давления и дебита после ее пуска, наблюдается в случае, когда работающую скважину закрывают или остановленную скважину запускают в эксплуатацию. Эти процессы принято называть процессами восстановления и стабилизации давления и дебита. Таким образом, нестационарные процессы, позволяющие определять параметры газоносного пласта, можно подразделить на:
- снятие изменения давления во времени после остановки скважины, т.е. снятие кривой восстановления давления;
- снятие изменения давления и дебита после пуска газовой
скважины в эксплуатацию, т.е. снятие кривых стабилизации давления и дебита.
A. Технология снятия кривых восстановления давления
Перед проведением исследований на нестационарных режимах скважину
подключают к газопроводу или к линии испытания с выпуском газа в атмосферу. При
этом фиксируется изменение давления на устье скважины, а так же давление и
температуру на ДИКТ и буфере. Если перед началом испытаний скважина не
работала, то следует, ее запустить, в работу фиксируя процесс стабилизации
давления на забое или устье, дебит скважины во времени. Следует отметить, что
указанные раннее величины были полностью стабилизированы, поскольку эти
значения являются исходными при определении стабилизированных забойного
давления и дебита. По завершению регламентных работ скважину закрывают и
фиксируют изменение давления на забое и устье газовой скважины, температуры (по
возможности затрубное давление). При снятии величин забойного давления с
помощью дистанционных приборов во времени, измерения температуры после закрытия
скважины необязательно. При пластовых температурах более 323К регистрация
изменения температуры по стволу скважины обязательна, поскольку она оказывает
влияние на характер кривой восстановления давления, снятой на устье скважины.
3. Проектная часть
.1 Способы обработки результатов исследований на
стационарных режимах