Исследование газовых и газоконденсатных скважин

Исследование скважин—это комплекс работ по изу­чению геолого-промысловой характеристики продуктивного пласта и разреза скважины, свойств газов и жидкостей, насыщающих пласты, а также процессов, проходящих в пласте, на забое и в стволе скважины при добыче газа.

При добыче газа в пласте и в скважине происходит следую­щее (рис. 5). На устье скважины открывают задвижки и поток газа направляют по отводу (шлейфу) в промысловые сооружения. Давление на устье ру

снижается и в скважине создается перепад между забойным и устьевым давлениями (Δрскв=рз-ру). Под действием этого перепада в стволе скважины движется верти­кальный поток газа. Давление на забое становится ниже, чем в пласте.


Создается перепад между пластовым и забойным давлени­ями Δр=рпл—рз, называемый депрессией на пласт. Под дейст­вием депрессии газ из пласта поступает на забой скважины.


В пласте происходит фильтрация газа и истощение области дре­нирования (дренажа) скважины, т. е. области, на которую распро­страняется падение давления вокруг скважины. Температура же в пласте за счет притока теплоты из недр Земли остается практиче­ски постоянной за исключением некоторого снижения в призабойной зоне скважины.


Кривую распределения давления в пласте во­круг действующей скважины называют воронкой депрессии ВД, а радиус, на котором давление в пласте остается постоянным, называют радиусом контура питания скважины Rк. Затраты энергии на преодоление фильтрационного сопротивления пласта приводят к потерям давления на пути от Rк до забоя сква­жины.

В стволе скважины на пути от забоя до устья в результате за­трат энергии на движение снижаются давление и температура. Объемные скорости потока газа в пласте и в стволе скважины по пути движения увеличиваются вследствие расширения газа при снижении давления.

Количество газа, которое поступает на устье скважины, приве­денное к нормальным условиям (давлению 760 мм рт. ст. и темпе­ратуре +20°С) называют дебитом скважины Q. Дебит скважины зависит от депрессии на пласт (Δр=рпл-рз), геолого-промысловой характеристики пласта, свойств газа и конструкции скважины.

Из газа в пласте и скважине в результате изменений давления и температур может выделяться жидкая фаза (вода и конденсат).





Рис. 5. Схема движения газа в системе «пласт—скважина».

Поток: / — плоскорадиальный;   // — двумерный;   /// — трехмерный;

ВД — воронка депрессии; Rк—радиус контура питания; L — глубина

скважины; рпл, рз, ру— давление в пласте, на забое и устье скважи­ны соответственно; tз , tу—температуры на забое и устье скважины соответственно







На забой возможен вынос потоком газа твердых частиц (разру­шение пласта) и жидкости.

Нормальную эксплуатацию скважины обеспечивают правиль­ным назначением технологического режима ее эксплуатации.  

         Закономерности описанного процесса изучают при исследова­ниях скважин. Цель исследований скважин состоит в определении данных, необходимых для назначения технологического режима их эксплуатации, а также для проектирования и контроля за раз­работкой и эксплуатацией газовых и газоконденсатных месторождений.

Данные, полученные при исследованиях скважины, зависят от методов исследований. На промыслах применяют геологические, геофизические, газогидродинамические, газоконденсатные и другие методы исследования скважин.


Одновременно-последовательные исследования разными методами получили название комплексных. Проведение комплексных исследований скважин повышает надеж­ность и достоверность получаемых данных за счет взаимного дополнения, контроля и подтверждения получаемых результа­тов.

Геологические исследования проводят в процессе бурения скважин. Отбирают образцы пород (керн) с последую­щим изучением в лабораториях состава и свойств пород и насы­щающих их жидкостей и газов. Наблюдают за составом и разме­рами разбуренных пород, наличием в промывочной жидкости газа и нефти и т. д.

Геофизические Исследования проводят в необса­женных и обсаженных трубами скважинах. Изучают такие физи­ческие свойства пород, как электропроводность, наличие полей естественной поляризации и радиоактивности, искусственно наве­денную радиоактивность, рассеяние и поглощение «меченых» изо­топов и т. д. Все эти свойства закономерно связаны с геолого-про­мысловыми характеристиками пластов: пористостью, проницае­мостью, газонасыщенностью и другими.


Поэтому по геофизическим данным выделяют продуктивные пропластки, устанавливают гра­ницы пласта (положение кровли и подошвы), определяют началь­ное положение ГВК и контролируют его перемещение во времени. По геофизическим данным оценивают коэффициент пористости пласта; начальную, текущую и конечную газонасыщенность пластов.

Термометрия (измерение температуры по стволу скважи­ны) позволяет определять места притока газа в скважину, нали­чие и места утечек газа из скважины при нарушении герметично­сти колонн или цементного кольца.

Акустические методы (шумометрия)—измерение зву­ковых колебаний в потоке газа—позволяют по записанным диаг­раммам выделять интервалы пласта, из которых газ поступает в скважину, и производительность каждого из них.

Газогидродинамические  исследования — основ­ной метод исследования скважин. При этом методе изучаются те же процессы, которые непрерывно происходят в пласте и стволе скважины при добыче газа: фильтрация (приток газа к скважине) и движение газа в стволе скважины.

Приток газа к забою скважины описывается двучленной фор­мулой:

p2пл-p2з=AQ+BQ2,                   (9)

откуда

ο^ΞΞ19Ξ^.       (10)

В формулах (9), (10) А и В—коэффициенты фильтрационного сопротивления. Для схемы (см. рис. 5) они имеют следующий вид.

д_ргрст^пл /1„ rk \ /^

ι /-· \                /п\ л- я№Г„ ^^-+Ci+C^,               (11)

β^_Ρ^ρ^ 2π2/ι2^Г^,/·c

Из формул (11), (12) видно, что Л и В зависят:

1) от свойств пласта—проницаемости (k), коэффициента мак­рошероховатости I, зависящего от k и от; толщины (h), темпера­туры (Тпл);

2) от свойств газа—плотности (ρст); вязкости (μ); коэффици­ента сверхсжимаемости (z);

3) от конструкции скважины — радиуса скважины (rс); коэф­фициентов, учитывающих сопротивления в зонах // и III

(см. рис. 5), которые зависят от степени (отношения вскрытой части пласта ко всей мощности) и характера (форма и число каналов в цементном кольце и стенках скважины) вскрытия пласта (C1, C2 и С'1 , С'2)

соответственно;

4) от геометрии притока к скважине—радиуса контура пита­ния (Rк).

Принято считать, что сопротивление Л обусловлено силами трения, а β — инерционными силами.

Методика газогидродинамических исследований сводится к из­мерению Q, рпл и рз. Последовательно задают 5—6 различных дебитов скважин вначале от меньшего к большему (прямой ход), а затем от большего к меньшему (обратный ход).


При каждом де­бите ожидают стабилизации давления и температуры на устье скважины. После этого расходомером измеряют дебит скважины. Забойное давление либо измеряют, либо рассчитывают.


Измеряют! рз глубинным манометром, опущенным в фонтанные трубы на за­бой (в этом случае газ из скважины отбирают по затрубью — меж­ду фонтанной и обсадной колоннами). Рассчитывают рз по изме­ренному на устье давлению в затрубье, а газ в это же время отбирается по фонтанным трубам.


Пересчет ведут по формуле (6). Пластовое давление измеряют глубинными манометрами на забое полностью остановленной скважины после стабилизации в ней давления, либо пересчитывают по той же формуле (6) по измерен­ному устьевому давлению также после стабилизации давления в скважине.

Результаты измерений наносят на график (рис. 6). Графически определяют численные значения коэффициентов А и В и подстав­ляют их в формулы (9), (10).



Рис. 6. Результаты обработки данных газогидродинамических

исследований скважины.

1—индикаторная линия скважины; 2 — зависимость (р2пл

— р2з)/Q от Q: Л

и В — коэффициенты фильтрационных сопротивлений скважины

По данным (см. рис. 6) определяют

^-pI==0,3Q+0,453Q2;

^_·^0,09-1,812(^-^)-0,3 vc~————0^06·

Кроме дебита по этим данным, используя формулы (11), (12), рассчитывают проницаемость и пористость пласта, характеристи­ки призабойной зоны и т. д.

При газогидродинамических исследованиях газ пропускают че­рез сепараторы, где от него отделяют твердые частицы и жид­кость. Наблюдая за накоплением их в сепараторах, устанавлива­ют, при каком дебите и какой депрессии начинается разрушение пласта и поступление воды в скважину.


Эти депрессии называют максимально допустимыми. Наблюдают также за техническим состоянием оборудования, например за вибрацией.

По результатам газогидродинамических исследований устанавливают технологические режимы эксплуатации скважин и назначают рабочие дебиты скважин (см. главу II, § 3).

На промыслах проводят и более сложные газогидродинами­ческие исследования скважин при неустановившейся фильтра­ции.

Измеряют давление на устье и забое скважин в периоды после остановки (восстановление давления) или пуска (падение давле­ния) скважины. Обработка таких измерений позволяет получить характеристики не только призабойной зоны скважины, но и всей области дренирования.

При газогидродинамических исследованиях газоконденсатных скважин в пласте из газа выделяется конденсат и происходит фильтрация двухфазной газожидкостной смеси. Приток к скважи­не такой смеси описывается формулами, значительно более слож­ными, чем двучленная формула (9). Поэтому для упрощения обычно в двучленную формулу (9) вводят поправки, учитываю­щие присутствие конденсата в пласте.

Газогидродинамические исследования скважин проводятся гео­логической службой промыслов как после монтажа на устье до­полнительного оборудования, так и при помощи передвижных ла­бораторий, оснащенных комплексом дистанционных автоматиче­ских приборов, например лабораторий типа АПЭЛ, «Аист», «Глу­бина» и т. д.

Газоконденсатные исследования скважин и место­рождений—это измерение количества газа и конденсата (соот­ношения фаз), а также определение их состава и свойств при раз­личных давлениях и температурах, т. е. это определение газокон­денсатной характеристики месторождения.

 По результатам газоконденсатных исследований выбирают ме­тод разработки месторождения, прогнозируют добычу конденсата, и назначают режимы эксплуатации промыслового оборудования. Поэтому при газоконденсатных исследованиях стремятся опреде­лить газоконденсатную характеристику месторождения при тех же условиях, которые существуют во время добычи газа и конденсата.


При добыче газа в зонах дренирования скважин начинает падать пластовое давление (см. рис. 5). В результате этого (см. рис. 1, ли­ния АВС) часть углеводородов из газового состояния переходит в жидкое (конденсат).


Конденсат в пласте тонкой пленкой обвола­кивает стенки пор и практически остается неподвижным. Этот конденсат называют пластовыми потерями конденсата. Только не­большое количество конденсата из зон // и /// (см. рис.


5) посту­пает на забой скважины. В основном на забой поступают газооб­разные углеводороды—газовая фаза пластовой газоконденсатной смеси. Но уже в стволе скважины из-за снижения давления и температуры (см. рис.


5, линии put) часть углеводородов из га­зовой фазы переходит в жидкое состояние—конденсат (см. рис. 1, линия АЕ).

С устья газоконденсатный двухфазный поток (газ + конденсат) по отводу (шлейфу) поступает в промысловые установки. В этих установках специально снижают давление и температуру потока до заданных значений давления рс и температуры Тс сепарации. За счет этого из газовой фазы стремятся отделить максимальное количество конденсата, чтобы впоследствии из отсепарированного



Рис. 7. Схема установок при промысловых газоконденсатных

исследованиях скважин.

БСУ — большая сепарационная установка; МТСУ—малая термоста-тируемая сепарационная установка;—скважина; 2 — пробоотборный зонд; 3 — задвижки; 4 — смеситель; 5 — штуцеры; 6 — сепара­тор; 7 — счетчик газовый; 8 — вентили мерные; 9, 10 — сепараторы малогабаритные; Л — термостаты

газа в газопроводе уже не выделялся конденсат. Одновременно с конденсатом в жидкое состояние переходят и пары воды, всегда содержащиеся в газе.

Фазовые соотношения при описанных процессах изучаются во время газоконденсатных исследований. При газоконденсатных ис­следованиях изучают фазовые соотношения в условиях пласта (рпл, Тпл),

промысловых сепараторов (рс, Тс), а также в стволе скважины (рскв, Тскв) и иногда в газопроводе г, Тг).

Проводят промысловые и лабораторные газоконденсатные ис­следования. При промысловых исследованиях определяют газо­конденсатную характеристику в условиях сепарации, скважины и газопровода; при лабораторных исследованиях—в условиях пла­ста. В лабораториях также анализируют пробы газа и конденсата.

Промысловые исследования проводят тремя способами; сепарацией (разделением фаз) всей продукции скважины; сепарацией части продукции и комбинированным способом, т. е. одновременно двумя способами (рис. 7).

Всю продукцию сепарируют в стационарных или передвижных сепараторах промышленной пропускной способности; часть про­дукции скважины—в малогабаритных передвижных термостатируемых установках. Часть продукции отбирают из двухфазного устьевого потока при помощи пробоотборных устройств — зондов.


На входе в зонды поддерживают такую же скорость, как и во всем потоке. Только при таком отборе удается получить часть продукции, одинаковую по соотношению фаз и составу со всей продукцией скважины.

При промысловых исследованиях малогабаритные сепараторы термостатируют, поддерживая постоянными заданные температу­ры сепарации. Давления сепарации изменяют. Измеряют расход газа через сепаратор и количество выделяющегося в нем конден­сата.


По результатам измерения рассчитывают количество конден­сата в сантиметрах кубических или в граммах, выделяющееся из 1 м3 газа при заданных давлениях и температурах. Эту величину называют содержанием нестабильного конденсата в газе.


Из се­паратора в контейнер-пробоотборник отбирают пробу конденсата. В лаборатории контейнер термостатируют при температуре  и медленно выпускают из него газ (дегазация). Измеряют объем жидкого конденсата при атмосферном давлении и пересчитывают на объем при давлении 760 мм рт. ст.        

Конденсат при давлении 760 мм рт. ст. и температуре 20 °С на­зывают стабильным (товарным). Конденсат, получаемый в промысловых емкостях при давлении и температуре окружающей среды, называют выветренным. Отношение объема стабильного конденсата к объему нестабильного называют коэффициентом усадки конденсата Ку (Ку»0,52—0,86). Умножая измеренные объемы накопленного в сепараторах нестабильного конденсата на Κγ,

определяют добычу товарного конденсата.     

Результаты газоконденсатных исследований представляют в виде графиков изотерм и изобар конденсации (рис. 8).

Из рис. 8 видно, что при постоянном давлении (изобара  с понижением температуры увеличивается содержание конденсата в газе.


При постоянной температуре (изотерма 2) и давлении рм.к, названном давлением максимальной конденса­ции, в газе содержится максимальное количество конденсата, при уменьшении (рм.к—30) или увеличении давления (рм.к—Ч 10) содержание конденсата в газе также уменьшается. Зная эти закономерности и имея результаты исследований, назначают режим сепарации (см. главу I, § 5) и подсчитывают добычу не­стабильного и стабильного (товарного) конденсата.

Лабораторные газоконденсатные исследования проводят на установках УГК-3 и УФР-2 (установка газоконденсатная и уста­новка фазовых равновесий). Основные узлы установок—два сосуда высокого давления. В первом — камере PVT (давление, объ­ем, температура) осуществляют тот же процесс снижения давле­ния при отборе газа, что происходит в пласте при добыче газа. Камеру PVT термостатируют, поддерживая пластовую темпера-


Исследование скважин—это комплекс работ по изу­чению геолого-промысловой характеристики продуктивного пласта и разреза скважины, свойств газов и жидкостей, насыщающих пласты, а также процессов, проходящих в пласте, на забое и в стволе скважины при добыче газа.

При добыче газа в пласте и в скважине происходит следую­щее (рис. 5). На устье скважины открывают задвижки и поток газа направляют по отводу (шлейфу) в промысловые сооружения. Давление на устье ру

снижается и в скважине создается перепад между забойным и устьевым давлениями (Δрскв=рз-ру). Под действием этого перепада в стволе скважины движется верти­кальный поток газа. Давление на забое становится ниже, чем в пласте.


Создается перепад между пластовым и забойным давлени­ями Δр=рпл—рз, называемый депрессией на пласт. Под дейст­вием депрессии газ из пласта поступает на забой скважины.


В пласте происходит фильтрация газа и истощение области дре­нирования (дренажа) скважины, т. е. области, на которую распро­страняется падение давления вокруг скважины. Температура же в пласте за счет притока теплоты из недр Земли остается практиче­ски постоянной за исключением некоторого снижения в призабойной зоне скважины.


Кривую распределения давления в пласте во­круг действующей скважины называют воронкой депрессии ВД, а радиус, на котором давление в пласте остается постоянным, называют радиусом контура питания скважины Rк. Затраты энергии на преодоление фильтрационного сопротивления пласта приводят к потерям давления на пути от Rк до забоя сква­жины.

В стволе скважины на пути от забоя до устья в результате за­трат энергии на движение снижаются давление и температура. Объемные скорости потока газа в пласте и в стволе скважины по пути движения увеличиваются вследствие расширения газа при снижении давления.

Количество газа, которое поступает на устье скважины, приве­денное к нормальным условиям (давлению 760 мм рт. ст. и темпе­ратуре +20°С) называют дебитом скважины Q. Дебит скважины зависит от депрессии на пласт (Δр=рпл-рз), геолого-промысловой характеристики пласта, свойств газа и конструкции скважины.

Из газа в пласте и скважине в результате изменений давления и температур может выделяться жидкая фаза (вода и конденсат).





Рис. 5. Схема движения газа в системе «пласт—скважина».

Поток: / — плоскорадиальный;   // — двумерный;   /// — трехмерный;

ВД — воронка депрессии; Rк—радиус контура питания; L — глубина

скважины; рпл, рз, ру— давление в пласте, на забое и устье скважи­ны соответственно; tз , tу—температуры на забое и устье скважины соответственно







На забой возможен вынос потоком газа твердых частиц (разру­шение пласта) и жидкости.

Нормальную эксплуатацию скважины обеспечивают правиль­ным назначением технологического режима ее эксплуатации.  

         Закономерности описанного процесса изучают при исследова­ниях скважин. Цель исследований скважин состоит в определении данных, необходимых для назначения технологического режима их эксплуатации, а также для проектирования и контроля за раз­работкой и эксплуатацией газовых и газоконденсатных месторождений.

Данные, полученные при исследованиях скважины, зависят от методов исследований. На промыслах применяют геологические, геофизические, газогидродинамические, газоконденсатные и другие методы исследования скважин.


Одновременно-последовательные исследования разными методами получили название комплексных. Проведение комплексных исследований скважин повышает надеж­ность и достоверность получаемых данных за счет взаимного дополнения, контроля и подтверждения получаемых результа­тов.

Геологические исследования проводят в процессе бурения скважин. Отбирают образцы пород (керн) с последую­щим изучением в лабораториях состава и свойств пород и насы­щающих их жидкостей и газов. Наблюдают за составом и разме­рами разбуренных пород, наличием в промывочной жидкости газа и нефти и т. д.

Геофизические Исследования проводят в необса­женных и обсаженных трубами скважинах. Изучают такие физи­ческие свойства пород, как электропроводность, наличие полей естественной поляризации и радиоактивности, искусственно наве­денную радиоактивность, рассеяние и поглощение «меченых» изо­топов и т. д. Все эти свойства закономерно связаны с геолого-про­мысловыми характеристиками пластов: пористостью, проницае­мостью, газонасыщенностью и другими.


Поэтому по геофизическим данным выделяют продуктивные пропластки, устанавливают гра­ницы пласта (положение кровли и подошвы), определяют началь­ное положение ГВК и контролируют его перемещение во времени. По геофизическим данным оценивают коэффициент пористости пласта; начальную, текущую и конечную газонасыщенность пластов.

Термометрия (измерение температуры по стволу скважи­ны) позволяет определять места притока газа в скважину, нали­чие и места утечек газа из скважины при нарушении герметично­сти колонн или цементного кольца.

Акустические методы (шумометрия)—измерение зву­ковых колебаний в потоке газа—позволяют по записанным диаг­раммам выделять интервалы пласта, из которых газ поступает в скважину, и производительность каждого из них.

Газогидродинамические  исследования — основ­ной метод исследования скважин. При этом методе изучаются те же процессы, которые непрерывно происходят в пласте и стволе скважины при добыче газа: фильтрация (приток газа к скважине) и движение газа в стволе скважины.

Приток газа к забою скважины описывается двучленной фор­мулой:

p2пл-p2з=AQ+BQ2,                   (9)

откуда

ο^ΞΞ19Ξ^.       (10)

В формулах (9), (10) А и В—коэффициенты фильтрационного сопротивления. Для схемы (см. рис. 5) они имеют следующий вид.

д_ргрст^пл /1„ rk \ /^

ι /-· \                /п\ л- я№Г„ ^^-+Ci+C^,               (11)

β^_Ρ^ρ^ 2π2/ι2^Г^,/·c

Из формул (11), (12) видно, что Л и В зависят:

1) от свойств пласта—проницаемости (k), коэффициента мак­рошероховатости I, зависящего от k и от; толщины (h), темпера­туры (Тпл);

2) от свойств газа—плотности (ρст); вязкости (μ); коэффици­ента сверхсжимаемости (z);

3) от конструкции скважины — радиуса скважины (rс); коэф­фициентов, учитывающих сопротивления в зонах // и III

(см. рис. 5), которые зависят от степени (отношения вскрытой части пласта ко всей мощности) и характера (форма и число каналов в цементном кольце и стенках скважины) вскрытия пласта (C1, C2 и С'1 , С'2)

соответственно;

4) от геометрии притока к скважине—радиуса контура пита­ния (Rк).

Принято считать, что сопротивление Л обусловлено силами трения, а β — инерционными силами.

Методика газогидродинамических исследований сводится к из­мерению Q, рпл и рз. Последовательно задают 5—6 различных дебитов скважин вначале от меньшего к большему (прямой ход), а затем от большего к меньшему (обратный ход).


При каждом де­бите ожидают стабилизации давления и температуры на устье скважины. После этого расходомером измеряют дебит скважины. Забойное давление либо измеряют, либо рассчитывают.


Измеряют! рз глубинным манометром, опущенным в фонтанные трубы на за­бой (в этом случае газ из скважины отбирают по затрубью — меж­ду фонтанной и обсадной колоннами). Рассчитывают рз по изме­ренному на устье давлению в затрубье, а газ в это же время отбирается по фонтанным трубам.


Пересчет ведут по формуле (6). Пластовое давление измеряют глубинными манометрами на забое полностью остановленной скважины после стабилизации в ней давления, либо пересчитывают по той же формуле (6) по измерен­ному устьевому давлению также после стабилизации давления в скважине.

Результаты измерений наносят на график (рис. 6). Графически определяют численные значения коэффициентов А и В и подстав­ляют их в формулы (9), (10).



Рис. 6. Результаты обработки данных газогидродинамических

исследований скважины.

1—индикаторная линия скважины; 2 — зависимость (р2пл

— р2з)/Q от Q: Л

и В — коэффициенты фильтрационных сопротивлений скважины

По данным (см. рис. 6) определяют

^-pI==0,3Q+0,453Q2;

^_·^0,09-1,812(^-^)-0,3 vc~————0^06·

Кроме дебита по этим данным, используя формулы (11), (12), рассчитывают проницаемость и пористость пласта, характеристи­ки призабойной зоны и т. д.

При газогидродинамических исследованиях газ пропускают че­рез сепараторы, где от него отделяют твердые частицы и жид­кость. Наблюдая за накоплением их в сепараторах, устанавлива­ют, при каком дебите и какой депрессии начинается разрушение пласта и поступление воды в скважину.


Эти депрессии называют максимально допустимыми. Наблюдают также за техническим состоянием оборудования, например за вибрацией.

По результатам газогидродинамических исследований устанавливают технологические режимы эксплуатации скважин и назначают рабочие дебиты скважин (см. главу II, § 3).

На промыслах проводят и более сложные газогидродинами­ческие исследования скважин при неустановившейся фильтра­ции.

Измеряют давление на устье и забое скважин в периоды после остановки (восстановление давления) или пуска (падение давле­ния) скважины. Обработка таких измерений позволяет получить характеристики не только призабойной зоны скважины, но и всей области дренирования.

При газогидродинамических исследованиях газоконденсатных скважин в пласте из газа выделяется конденсат и происходит фильтрация двухфазной газожидкостной смеси. Приток к скважи­не такой смеси описывается формулами, значительно более слож­ными, чем двучленная формула (9). Поэтому для упрощения обычно в двучленную формулу (9) вводят поправки, учитываю­щие присутствие конденсата в пласте.

Газогидродинамические исследования скважин проводятся гео­логической службой промыслов как после монтажа на устье до­полнительного оборудования, так и при помощи передвижных ла­бораторий, оснащенных комплексом дистанционных автоматиче­ских приборов, например лабораторий типа АПЭЛ, «Аист», «Глу­бина» и т. д.

Газоконденсатные исследования скважин и место­рождений—это измерение количества газа и конденсата (соот­ношения фаз), а также определение их состава и свойств при раз­личных давлениях и температурах, т. е. это определение газокон­денсатной характеристики месторождения.

 По результатам газоконденсатных исследований выбирают ме­тод разработки месторождения, прогнозируют добычу конденсата, и назначают режимы эксплуатации промыслового оборудования. Поэтому при газоконденсатных исследованиях стремятся опреде­лить газоконденсатную характеристику месторождения при тех же условиях, которые существуют во время добычи газа и конденсата.


При добыче газа в зонах дренирования скважин начинает падать пластовое давление (см. рис. 5). В результате этого (см. рис.


1, ли­ния АВС) часть углеводородов из газового состояния переходит в жидкое (конденсат). Конденсат в пласте тонкой пленкой обвола­кивает стенки пор и практически остается неподвижным. Этот конденсат называют пластовыми потерями конденсата.


Только не­большое количество конденсата из зон // и /// (см. рис. 5) посту­пает на забой скважины. В основном на забой поступают газооб­разные углеводороды—газовая фаза пластовой газоконденсатной смеси.


Но уже в стволе скважины из-за снижения давления и температуры (см. рис. 5, линии put) часть углеводородов из га­зовой фазы переходит в жидкое состояние—конденсат (см. рис. 1, линия АЕ).

С устья газоконденсатный двухфазный поток (газ + конденсат) по отводу (шлейфу) поступает в промысловые установки. В этих установках специально снижают давление и температуру потока до заданных значений давления рс и температуры Тс сепарации. За счет этого из газовой фазы стремятся отделить максимальное количество конденсата, чтобы впоследствии из отсепарированного



Рис. 7. Схема установок при промысловых газоконденсатных

исследованиях скважин.

БСУ — большая сепарационная установка; МТСУ—малая термоста-тируемая сепарационная установка;—скважина; 2 — пробоотборный зонд; 3 — задвижки; 4 — смеситель; 5 — штуцеры; 6 — сепара­тор; 7 — счетчик газовый; 8 — вентили мерные; 9, 10 — сепараторы малогабаритные; Л — термостаты

газа в газопроводе уже не выделялся конденсат. Одновременно с конденсатом в жидкое состояние переходят и пары воды, всегда содержащиеся в газе.

Фазовые соотношения при описанных процессах изучаются во время газоконденсатных исследований. При газоконденсатных ис­следованиях изучают фазовые соотношения в условиях пласта (рпл, Тпл),

промысловых сепараторов (рс, Тс), а также в стволе скважины (рскв, Тскв) и иногда в газопроводе г, Тг).

Проводят промысловые и лабораторные газоконденсатные ис­следования. При промысловых исследованиях определяют газо­конденсатную характеристику в условиях сепарации, скважины и газопровода; при лабораторных исследованиях—в условиях пла­ста. В лабораториях также анализируют пробы газа и конденсата.

Промысловые исследования проводят тремя способами; сепарацией (разделением фаз) всей продукции скважины; сепарацией части продукции и комбинированным способом, т. е. одновременно двумя способами (рис. 7).

Всю продукцию сепарируют в стационарных или передвижных сепараторах промышленной пропускной способности; часть про­дукции скважины—в малогабаритных передвижных термостатируемых установках. Часть продукции отбирают из двухфазного устьевого потока при помощи пробоотборных устройств — зондов.


На входе в зонды поддерживают такую же скорость, как и во всем потоке. Только при таком отборе удается получить часть продукции, одинаковую по соотношению фаз и составу со всей продукцией скважины.

При промысловых исследованиях малогабаритные сепараторы термостатируют, поддерживая постоянными заданные температу­ры сепарации. Давления сепарации изменяют. Измеряют расход газа через сепаратор и количество выделяющегося в нем конден­сата.


По результатам измерения рассчитывают количество конден­сата в сантиметрах кубических или в граммах, выделяющееся из 1 м3 газа при заданных давлениях и температурах. Эту величину называют содержанием нестабильного конденсата в газе.


Из се­паратора в контейнер-пробоотборник отбирают пробу конденсата. В лаборатории контейнер термостатируют при температуре  и медленно выпускают из него газ (дегазация). Измеряют объем жидкого конденсата при атмосферном давлении и пересчитывают на объем при давлении 760 мм рт. ст.        

Конденсат при давлении 760 мм рт. ст. и температуре 20 °С на­зывают стабильным (товарным). Конденсат, получаемый в промысловых емкостях при давлении и температуре окружающей среды, называют выветренным. Отношение объема стабильного конденсата к объему нестабильного называют коэффициентом усадки конденсата Ку (Ку»0,52—0,86). Умножая измеренные объемы накопленного в сепараторах нестабильного конденсата на Κγ,

определяют добычу товарного конденсата.     

Результаты газоконденсатных исследований представляют в виде графиков изотерм и изобар конденсации (рис. 8).

Из рис. 8 видно, что при постоянном давлении (изобара  с понижением температуры увеличивается содержание конденсата в газе.


При постоянной температуре (изотерма 2) и давлении рм.к, названном давлением максимальной конденса­ции, в газе содержится максимальное количество конденсата, при уменьшении (рм.к—30) или увеличении давления (рм.к—Ч 10) содержание конденсата в газе также уменьшается. Зная эти закономерности и имея результаты исследований, назначают режим сепарации (см. главу I, § 5) и подсчитывают добычу не­стабильного и стабильного (товарного) конденсата.

Лабораторные газоконденсатные исследования проводят на установках УГК-3 и УФР-2 (установка газоконденсатная и уста­новка фазовых равновесий). Основные узлы установок—два сосуда высокого давления. В первом — камере PVT (давление, объ­ем, температура) осуществляют тот же процесс снижения давле­ния при отборе газа, что происходит в пласте при добыче газа. Камеру PVT термостатируют, поддерживая пластовую темпера-



Рис. 8. Результаты промысловых (а) и лабораторных (б) газоконден­сатных исследований.

а— содержание конденсата в газе: I — нестабильного (сырого); II — стабильного (товарного); изотермы при температуре сепарации: 1—tc=0°С (273 К); 2—tc= =—15 °С (258 К); pм.к

—Давление максимальной конденсации; 3 — изобары при pс=5 МПа; 4 — изобары при pс =9 МПа; 5 — изотерма при t=tпл; 6 — потенци­альное содержание конденсата в добываемом газе; 7 — потенциальное начальное содержание конденсата в пластовом газе; С1, С2, С3, С4, с5+в — кривые содержа­ния метана, этана, пропанов, бутанов, пентанов в сумме с более тяжелыми угле­водородами соответственно в добываемом газе; pнк — давление начала конденса­ции;

pк—-давление в залежи в конце разработки

туру. Газ из нее выпускают во второй сосуд—сепаратор. В сепа­раторе при постоянных температуре Тс и давлении ρ

разделяют газ и конденсат. В первом сосуде измеряют количество конденса­та, которое может выделиться из газа в пласте (рис. 8, кривая 5). В сепараторе измеряют количество конденсата, которое можно выделить из добываемого газа (см. рис.


8, 6). Из сепаратора пе­риодически отбирают пробы и анализируют их, т. е. Определяют изменение состава добываемого газа в зависимости от падения пластового давления (см. рис. 8, 6).

Графические результаты лабораторных исследований (см. рис. 8) показывают, что по мере падения пластового давления пластовые потери конденсата увеличиваются (рн.к—рм.к), а за­тем уменьшаются (рн.к—рк). Добыча же конденсата, наоборот, вначале уменьшается (рн.к—рм.к),

а затем несколько увеличи­вается (см. рис. 8, кривые 5, 6

соответственно). В составе добы­ваемой углеводородной (газоконденсатной) смеси содержание тя­желых углеводородов С5+В уменьшается, изменяются соотноше­ния и в составе более легких углеводородов.

Таким образом, результаты лабораторных газоконденсатных исследований служат основой для прогнозирования добычи и из­менения состава газа и конденсата.

Газодинамические исследования скважин




Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога