Метод Беннета

 

Испытание газовой скважины, имеющей колонну сифонных труб

Есть разные методы испытания газовых скважин. Мы опишем метод Беннета и Пирса, принятый Горным бюро США и Американской газовой  ассоциацией .

Нужно различать три категории давления:

Pf—Flowing-Pressure — давление текущего газа. Это давление замеряется у устья скважины в газопроводе перед чок-ниппелем. Для разных размеров чок-ниппеля оно бывает разное.

P_h — Head-Pressure—«головное давление» неподвижного газа. Это есть давление в пласте, замеренное у устья. Оно замеряется в си­фонных трубах, которые в это время закрыты, и газ в них стоит не­подвижно, а из насосных труб газ течёт в газопровод через чок-нип-пель. При разных процентах отбора это давление — разное.

Р\» — Working-Pressure — рабочее давление в пласте во время отбора газа. При разных процентах отбора оно бывает разное. Это давление непосредственно не замеряется, а вычисляется из P_h и P_f..

Все три давления — в абсолютных атмосферах.

Фиг. 27. Оборудование устья газовой скважины для испытания.

1 — 9 — задвижки_; 10 — сифонные трубки;  77 — насосные трубы;  12 — чок-ниппель;    13

диференциальный манометр; 14 — счетчик.

Для испытания по  методу   Беннета и Пирса: выполняют следующие операции:

1.           Закрывают скважину и прекращают выход газа. Ждут некоторое
время, чтобы наступила стабилизация давления в закрытой сква­жине. Замеряют это давление.

2.           Открывают скважину и разрешают газу из насосных труб вы­ходить свободно в атмосферу. Когда установится стабилизация выте­кания, замеряют этот дебит. Во время этого   вытекания   замеряют также давление внутри насосных труб у устья скважины и давление
в сифонных трубах, которые   в это время закрыты.

3.           Закрывают скважину. Ждут некоторое  время,  чтобы насту­пила стабилизация давления в закрытой скважине. После этого откры­вают задвижку 2 и направляют газ из насосных труб в газопровод через чок-ниппель № 1 (имеющий диаметр 0,125''). Когда установится
стабилизация течения газа через этот чок-ниппель, замеряют дебит, давление в насосных трубах, т. е..Р/ и давление в закрытых сифон­ных трубах, т. е. P_h.

Заранее вставляют в запасную ветвь чок-ниппель № 2 (имеющий диаметр ³/₁₆"). Переводят течение газа на этот чок-ниппель № 2 и производят замеры Q, P_f и P_h . В это время в первую ветвь вставляют чок-ниппель   № 3.

Переводят течение газа на чок-ниппель № 3 и делают замеры Q,

_{Pf  к Рп.}

Последовательно переходят на остальные чок-ниппели произ­водя указанные замеры. Последние замеры делают при самом широком чок-ниппеле    № 9, имеющем диаметр 0,75".

Вместо чок-ниппелей для испытания скважины можно применять пластинки орифайс.

4.      Все произведённые замеры излагают в виде таблицы и по этой таблице составляют диаграмму, на которой наносят точки согласно замерам. Диаграмма составляется на Декартовой сетке. Ось абсцисс разделена на равные деления и служит для обозначения дебита. Ось ординат разделена на равные деления и служит для обозначения давления. Сначала по данным замеров наносят   на диаграмму точки для P_h  и соответствующих ему цифр дебита.   Затем—точки дляР/
при тех же цифрах дебита. Соединяя эти точки, получают две кривые: 
одну для P_h и другую для Pf. Для каждой кривой имеется 11 точек.

Крайняя левая и вместе с тем самая верхняя точка расположится на оси ординат и будет показывать P_h в скважине, сполна закрытой. Дебит при этом равен нулю.

Далее расположатся последовательно 9 точек давления P_h при различных диаметрах чок-ниппеля против соответствующих этим диаметрам цифр дебита. Чем больше диаметр чок-ниппеля, тем дальше отойдёт точка направо и книзу.

Крайняя правая и вместе с тем самая нижняя точка расположится на оси абсцисс и будет показывать дебит открытой скважины. Давле­ние при этом у устья скважины будет атмосферное или очень близ­кое к атмосферному.

В результате для P_h получится кривая, похожая по форме на одну   из трёх кривых фиг. 16.

Аналогично наносят на ту же диаграмму точки замеров P_f и получают кривую, которая в правой своей части расположится ниже кривой P_h.

Для примера приведём диаграмму, фиг. 29, полученную в резуль­тате испытания одной определённой скважины. Характеристика этой скважины — такова:

Глубина — 529 м. Уд. вес газа 0,6. В скважину спущены насосные трубы диаметра 4" и сифонные трубы диаметра 1". Температура газа в пласте 15° С. В промежутке между насосными и обсадными трубами над пластом поставлен пакер. Обсадные трубы имеют фактический внутренний диаметр 7,385".

Если вынуть насосные и сифонные трубы, дебит скважины из сполна открытых обсадных труб составляет 27 836 м³/сутки

метра, даже сполна открытую в атмосферу, эта колонна создаст большое обратное давление на пласт и ограничивает вытекание газа из пласта. Она действует аналогично чок-ниппелю или орифайсу. Так напри­мер, колонна сифонных труб внутреннего диаметра 1" длиной 529 м_г открытая в атмосферу, создает обратное давление на пласт в размере 26,36 am и уменьшает дебит на 6 938 м³ в сутки в сравнении с дебитом из открытых насосных труб диаметра 4". Применив сифонные трубы диаметра 0,75", мы увеличим обратное давление на пласт и уменьшим процент отбора. Трубы 0,5" окажут еще более значительное противо­давление. Но оперировать сифонными трубами вместо чок-нипиеля практически неудобно. Есть только три диаметра сифонных труб. Спускать и вынимать их труднее, чем устанавливать чок-ниппель.. Но они имеют выгоду в том отношении, что не дают обмерзания при перепаде давления. В этом отношении они аналогичны глубинному штуцеру.

На основании вышеизложенного мы приходим к заключению, что лучшим и наиболее правильным способом выражать или опре­делять «рабочую способность» скважины (Working-capacity) есть обозначение абсолютного рабочего давления P_w в пласте около сква­жины. Это обозначение не зависит от оборудования скважины.

Вторая серия замеров нужна для двух целей:

1)         для более полной характеристики скважины,

2)         для проверки замеров первой серии.

Если вторая серия замеров для величин P_h и P_w дала другие цифры, чем первая, это означает, что:

1)          или допущены ошибки в замерах,

2)          или изменилось состояние скважины.

Может быть на дне скважины начала скапливаться вода, или образовался обвал, или возникла подземная утечка газа.

Нужно снова произвести две серии замеров и освидетельствовать скважину.

7. Если обе серии замеров дали одинаковую кривую, на основа­нии этой кривой составляют третью диаграмму. Она должна содер­жать относительную кривую «давление — процент отбора». Вели­чины дебита и давления первых двух диаграмм выражены в конкрет­ных цифрах.

Дебит в м³,¹ сутки и давление в атмосферах.

На третьей диаграмме те же величины выражены в процентах: дебит в процентах от дебита скважины, сполна открытой, и давление в процентах от давления в скважине, сполна закрытой.

Такая характеристика будет более ясной. Она покажет, какую часть давления мы теряем, принимая тот или иной процент отбора, так как дебит в процентах от дебита открытой скважины и есть про­цент отбора, а давление в процентах от давления закрытой скважины есть та часть пластового давления, которую мы сохраняем при экспло-атации в пласте около скважины. Вместе с тем это есть противодавле­ние на пласт.

Относительная или процентная кривая давление — процент от­бора для описываемой скважины оказалась относящейся к типу кри­вых А (фиг. 16). Она показывает, что, если мы при эксплоатации снизим давление пласта около скважины на 20%, мы будем иметь 49%, отбора. Основные величины, по отношению к которым для данной скважины вычисляются проценты дебита и давления, составляют, как это было сказано раньше, дебит сполна открытой скважины,, 27 836 м³/сутки и давление в закрытой скважине на дне против пласта 47,88 ата.

Предположим, что на этой скважине решено установить 20%. отбора. Это составит 27 836x0,2=5 567 м^г/сутки. Фиг. 16 показы­вает, что абсолютное рабочее давление на дне скважины будет при этом 47,88x0,95=45,49 ата.

Диаграммы фиг. 29, 32 не есть «кривые жизни скважины». Это есть «кривые состояния скважины». Определения, на основании ко­торых были составлены эти кривые, были сделаны не в начале жизни скважины. Они были произведены спустя несколько месяцев после вступления скважины в эксплоатацию. Давление в пласте 47,88 ата — не первоначальное давление. В первый день эксплоатации давление в пласте было выше этой цифры, и дебит открытой скважины превы­шал 29 000 м³/сутки. Но фиг. 16 характеризует и прошлую, и буду­щую жизнь скважины. Установленное ею отношение между процен­том отбора и процентом давления закрытой скважины будет такое же и во всю будущую жизнь. Кривая фиг. 16 сохранит свою форму в те­чение всего времени эксплоатации скважины. Будут уменьшаться кон­кретные цифры добычи и давления. Но, так как фиг. 16 выражена не в конкретных цифрах, а в процентах, и так как отношения основ­ных величин останутся постоянными, то она сохранит свою форму.. Абсолютное давление на дне закрытой скважины и дебит скважины, сполна открытой, будут понижаться равномерно, так как дебит—функ­ция давления. Например, если через несколько лет абсолютное давле­ние на дне закрытой скважины понизится на 50% и будет 23,94 ата_г дебит сполна открытой скважины понизится также на 50% и будет 13 918 м³.

Если пройдёт ещё несколько лет и абсолютное давление на дне закрытой скважины упадёт до 30%, т. е. до 14,37 ата, дебит открытой скважины будет 27 836x0,3=8 351 м³/сутки и т. д.

Если это понижение дебита и давления нанести на диаграмму, мы получим типичную кривую понижения дебита и давления в место­рождении газового режима, изображённую на фиг. 33.

Предположим, что после двух лет эксплоатации абсолютное давле­ние на дне закрытой скважины понизилось до 35,15 ата. Это составе ляет 73,4% от 47,88 ата. В таком случае и дебит сполна открытой скважины понизится на 26,6% и составит 27,836 х0,734 =20 432 м³/сут­ки. Если сохраняется тот же процент отбора, то через тот же чок-нин-пель скважина будет давать 20 432x0,2=4 086,4 м³ газа в сутки. При этом согласно фиг. 16 абсолютное рабочее давление в пласте около скважины во время эксплоатации будет 95% от 35,15 ата, т. е. 33,39 ата. Это будет P_w. Чтобы получить P_h, нужно разделить на 1,038. Получим 32,17 ата. Сохранится 20% отбора при том же чок-ниппеле.

Если мы возьмём не относительную, а конкретную кривую дебит-давление,  в которой дебит выражен ж³,  а давление атмосферами, то в течение жизни скважины эти цифры будут постепенно и равно­мерно понижаться, и для каждой определённой даты мы должны будем вычерчивать новую кривую. При правильной разработке месторожде­ния все эти кривые будут аналогичны. Они будут сохранять свою форму, уменьшаясь в размерах, т. е. равномерно приближаясь к нулю осей абсцисс и ординат. Для этого можно взять кривую P_w фиг. 29 или 32. Если через год, через два, через три года и т. д. будут сделаны испытания описанной скважины, будут получены новые кривые P_w и все они будут друг другу параллельны, но каждая следующая кри­вая расположится немного ниже и левее предыдущей. Дебит и давле­ние  будут с  одинаковым темпом уменьшения стремиться к нулю.

5        10       15       20       25       30 Дебит скважины через сифонные § тыс.м³/с/тни

Фиг. 32.

7 — абсолютное давление в пласте около скважины; 2 — абсолютное давление у устья сквжикы; 3 — умень­шение дебита, обязанное сопротивлению в сифонных трубах; 4 — атмосферное давление; 5 — абсолютное да­вление и дебит газа, вытекающего из сифонных труб, сполна открытых, у устья скважины; 6 — абсолютное давление и дебит  скважины, сполна открытой.

На фиг. 34 изображена диаграмма, которая была составлена в 1940г. для одной из газовых скважин Седь-Иольского месторождения на Тимане в предположении, что скважина будет правильно эксплуатироваться с 20% отбора. Первоначальный дебит этой скважины в от­крытом состоянии был около 1 млн, м³/сутки. Первоначальное абсо­лютное давление на дне закрытой скважины было 69,37 ата.

Нанесены предполагаемые будущие кривые для P_w.

Однократное испытание газовой скважины не может указать, с каким темпом кривые P_w будут стремиться к нулю. Для выяснения темпа понижения дебита и давления необходимо через длительные проме­жутки времени произвести еще два или три испытания и сопоставить получившиеся кривые. Нужно построить кривые «дебит-—время» и «дав­ление—время». В качестве дебита для этих кривых надо брать дебит сполна открытой скважины, а в качестве давления — абсолютное давление на дне сполна закрытой скважины. Можно брать и эксплуатационный дебит, но только при одинаковом проценте отбора. Можно брать и абсолютное  эксплуатационное давление  на дне скважины, 

т. е. P_w, но только при одинаковом проценте отбора. При малом проценте отбора понижение дебита и давления будет очень медленное, и промежутки между испытаниями должны иметь большую продолжи­тельность.

Повторение испытания нужно не только для выяснения темпа понижения дебита и давления. Оно нужно, чтобы следить за состоянием скважины. Если при каком-нибудь испытании получилась для Р^, кривая другой формы, не похожая на установившуюся кривую преж­них испытаний, или если темп понижения дебита и давления резко увеличился, это означает, что в скважине или в пласте случилось что-то неладное. 

Могли произойти, например, следующие явления:

1)        частичное раскрытие верхней воды;

2)        подземная утечка газа в верхние пласты;

3)        обвал;

4)        наводнение из соседней, неправильно пробуренной скважины;

5)        изменение режима месторождения и т. д.

Нужно произвести обследование скважины и принять соответствую­щие меры.