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.
Ph — 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 Ph и Pf..
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. Ph.
Заранее вставляют в запасную ветвь чок-ниппель № 2 (имеющий
диаметр 3/16"). Переводят течение газа на этот
чок-ниппель № 2 и производят замеры Q, Pf и Ph . 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 Ph и соответствующих ему цифр
дебита. Затем—точки дляР/
при тех же цифрах дебита. Соединяя эти точки, получают две кривые:
одну для Ph 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 Ph в
скважине, сполна закрытой. Дебит при этом равен нулю.
Далее
расположатся последовательно 9 точек давления Ph 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 Ph получится кривая, похожая по форме на одну из трёх кривых фиг. 16.
Аналогично
наносят на ту же диаграмму точки замеров Pf и
получают кривую, которая в правой своей части расположится ниже кривой Ph.
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 мг 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 Pw 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 Ph и Pw 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 мг/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 атаг
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 Pw. Чтобы получить Ph, 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 Pw фиг. 29 или 32. Если через год, через два, через три года и т. д. будут сделаны испытания описанной скважины, будут получены новые кривые Pw 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 Pw.
Однократное испытание газовой скважины не может указать, с каким темпом кривые Pw 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. Pw, 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.