Определение технологических потерь газа и конденсата в процессе эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин и рекомендации по их сокращению

Федеральное агентство по образованию Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина

З.С. Алиев, Д.А. Мараков Определение технологических потерь газа и конденсата в процессе эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин и рекомендации по их сокращению

УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ

Москва 2006 г.

Рецензенты: Декан факультета нефтетехнологического факультета Самарского ГТУ, д.т.н., профессор Доктор технических наук

Быков Д.Е. Брусиловский А.И.

Алиев З.С., Мараков Д.А. “Определение технологических потерь газа и конденсата в процессе эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин и рекомендации по их сокращению” − М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006 г. − 46 с. В представленной работе проанализированы основные технологические процессы при добыче, обуславливающие потери газа и конденсата. Приведены возможные методические, технологические и нормативные рекомендации, позволяющие сократить потери газа и конденсата, связанные с технологией эксплуатации скважин (вертикальных, наклонных, горизонтальных, разведочных, эксплуатационных и др.) в процессе разработки месторождения. В работе также рассмотрены возможности уменьшения потерь углеводородов при газоконденсатных и специальных исследованиях, при продувке эксплуатационных скважин и после ремонтно-профилактических работ. Учебное пособие рекомендовано для специальностей 130503, а также представляет большой практический интерес для широкого круга специалистов научно-исследовательских институтов и нефтегазовых предприятий.

© Алиев З.С., Мараков Д.А. © Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина

Содержание стр. 1. Основные технологические процессы при добыче, обуславливающие потери газа и конденсата…………………………………………….. 2. Газогидродинамические исследования газовых и газоконденсатных скважин, обуславливающие техногенные потери газа и конденсата….. 2.1 Исследование скважин на стационарных режимах…………… 2.2 Ускоренные методы исследования газовых скважин на квазистационарных режимах фильтрации, позволяющие кратно сократить потери газа и конденсата……………………………………………. 2.2.1 Изохронный метод исследования газовых скважин……... 2.2.2 Экспресс метод исследования газовых скважин………… 2.3 Использование кривых стабилизации забойного давления и дебита на одном режиме для исключения потерь газа при исследовании………………………………………………………………………….. 2.4 Использование данных эксплуатации скважин для определения параметров пласта и коэффициентов фильтрационного сопротивления без проведения исследований……………………………………... 2.5 Использование данных исследования вертикальных скважин для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления и параметров пласта и снижения потерь газа в случае исследования горизонтальных скважин……………………………………………………. 3. Технология исследования скважин на газоконденсатность и потери газа и конденсата при газоконденсатных исследованиях………………. 4. Потери газа и конденсата при специальных исследованиях для определения интенсивности разрушения и выноса твердых частиц при вскрытии скважинами неустойчивых и слабоустойчивых коллекторов.. 5. Фактически используемая технология выполнения специальных исследований по определению зависимости между депрессией на пласт и количеством твердых примесей в продукции скважин………………. 6. Потери газа и конденсата при проведении специальных исследований для определения интенсивности притока газа к скважине при различных депрессиях на пласт (дебитометрия, термометрия, шумометрия)………………………………………………………………………….. 7. Потери газа и конденсата при продувке эксплуатационных скважин после кислотной обработки призабойной зоны и исследованиях до и после СКО………………………………………………………………….. 8. Оценка общих техногенных потерь газа и конденсата, связанных с технологией эксплуатации скважин и пути снижения этих потерь……. Список использованной литературы…………………………………..

4 7 7 12 13 14 15 16

17 20 24 28

32 34 39 45

1. Основные технологические процессы при добыче, обуславливающие потери газа и конденсата Потери углеводородов, в частности газа и конденсата связаны с принятой при проектировании схемой и технологией разработки газовых и газоконденсатных месторождений. В общей постановке потери газа и конденсата могут быть разделены на две группы: К первой группе относятся потери газа и конденсата в пласте. Ко второй группе потери связанные с технологией добычи и промысловой подготовки газа и конденсата на газодобывающих предприятиях. Количественно, перечисленные потери зависят от: 1. Геологических особенностей газовых и газоконденсатных месторождений, к которым относятся форма структуры и размеры залежи и водоносного бассейна, тип залежи, термобарические параметры, содержание конденсата в газе, степень насыщения газа конденсатом, неоднородность залежи, толщины продуктивного пласта (пропластков), параметра анизотропии. 2. Конструкции применяемых для освоения ресурсов углеводородов скважин (вертикальные, наклонные, горизонтальные и многоствольногоризонтальные), их число и размещение по площади и по толщине, если используются горизонтальные скважины. 3. Вскрытия продуктивных пластов вертикальными, наклонными и горизонтальными скважинами с учетом наличия подошвенной и контурных вод, последовательности залегания высоко и низкопроницаемых пропластков с учетом запасов газа и конденсата в этих пропластках, проницаемостей пропластков и наличия гидродинамической связи между ними. 4. Интенсивности отбора газа из отдельных участков залежи в процессе разработки и сроков ввода этих участков в разработку. 5. Принципов разработки многопластовых неоднородных газовых и газоконденсатных месторождений с учетом наличия и содержания конденсата в газе и нефтяной оторочке с использованием метода поддержания пластового

давления путем обратной закачки отсепарированного газа или на истощение, размещением эксплуатационных и наблюдательных скважин. 6. Плотности сетки эксплуатационных скважин и равномерности снижения пластового давления, исключающей площадные и межпластовые перетоки при вскрытии единым фильтром высоко и низко проницаемых пропластков с различными запасами газа и конденсата в них, неравномерности обводнения пропластков (объектов) с различными емкостными и фильтрационными свойствами. Перечисленные выше факторы, влияющие на полноту извлечения газа и конденсата, относятся к категории потерь в пласте. Из-за неправильно выбранного принципа разработки потери конденсата в пласте Вуктыльского месторождения составили Qк.потер=120 млн.т. Эти потери обуславливаются двумя причинами: 1. Требованием заказчика на проектирование без поддержания пластового давления. 2. Квалификацией проектировщика, использующего не соответствующую технологию разработки, от которой зависит экономическая целесообразность разработки месторождения с поддержанием давления с учетом фактора времени, плотности сетки и типа скважин, выбранного скважинного и наземного оборудования и конечной продукции для реализации газа и конденсата (получение метанола из газа, ГСМ, удобрений и т.д.).

Вторая группа потерь газа и конденсата носит техногенный характер, и связана с проектными решениями. В соответствии с регламентом проектировщик устанавливает вид исследований, и частоту их проведения. Одним из основных способов, рекомендуемых в проектах разработки, в частности проектах разработки крупнейших месторождений Медвежье, Ямбургское, Уренгойское, Заполярное и др. является исследование скважин на стационарных режимах фильтрации. В разделе по контролю за разработкой проектировщик должен обосновать виды исследований и периодичности их проведения с учетом геологиче-

ских особенностей проектируемого месторождения. В процессе разработки газовых и газоконденсатных месторождений проводятся газогидродинамические и газоконденсатные, а также промыслово-геофизические исследования. Кроме того, в процессе эксплуатации скважин проводятся ремонтнопрофилактические работы, до и после которых проводятся исследования с целью оценки эффективности проведенных в скважине работ. Выполнение различных видов исследований связано потерями газа, так как эти исследования возможны только выпуском газа и газоконденсатной смеси в атмосферу. Необходимость проведения этих исследований регламентирована “Правилами разработки газовых и газоконденсатных месторождений” [4]. Проведение перечисленных видов исследований позволяют: 1. Определить коэффициенты фильтрационного сопротивления используемых при приближенном методе прогнозировании показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений и параметров пластов. 2. Установить эффективность проведения работ по интенсификации путем исследования скважин до и после работ по интенсификации. 3. Обосновать технологические режимы эксплуатации скважин в условиях: возможного их обводнения, образования гидратов в призабойной зоне пласта и по стволу скважин; коррозии скважинного оборудования; солеотложения по стволу; разрушения призабойной зоны и образования песчаножидкостной пробки. 4. Определить интервалы притока газа и газоконденсатной смеси и правильно интерпретировать результаты исследования скважин. 5. Изучить газоконденсатную характеристику пластовой смеси путем промыслово-лабораторного исследования скважин и проб газа и конденсата. 6. Установить интенсивность разрушения призабойной зоны, выноса на поверхность твердых частиц при различных депрессиях на пласт и обосновать конструкцию фонтанных труб, обеспечивающих эксплуатацию скважин без образования песчаной пробки.

7. Определить фактическое значение коэффициента гидравлического сопротивления труб в зависимости от наличия твердых и жидких примесей в составе добываемой продукции и изменения шероховатости труб в процессе эксплуатации скважин. 8. Контролировать текущий забой скважины в условиях образования песчаной пробки. 9. Определить текущее положение газоводяного (газонефтяного при наличии нефтяной оторочки) контакта. 10. Установить наличие солеотложения в фонтанных трубах при частичном обводнении скважин пластовой водой. и т.д. Каждый из видов исследований требует соблюдения соответствующих технологий, без которых гарантировать достоверность определяемых параметров не представляется возможным. Ниже перечислены технологические условия проведения газогидродинамических, газоконденсатных и специальных исследований скважин. 2. Газогидродинамические исследования газовых и газоконденсатных скважин, обуславливающие техногенные потери газа Газогидродинамические методы включают в себя целый комплекс исследований существенно отличающиеся технологией выполнения, определяемыми параметрами и потерями газа. В целом эти исследования могут быть разделены на два вида: 1. Исследования на стационарных режимах фильтрации; 2. Исследования на нестационарных режимах фильтрации. 2.1 Исследования скважин на стационарных режимах Проводятся для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления; параметров пласта с учетом загрязнения призабойной зоны пласта в процессе его вскрытия промывочной жидкостью, установление связи между депрессией на пласт и дебитом скважин и количеством твердых примесей в со-

ставе добываемой продукции, а также для обоснования технологического режима работы скважин. Этот вид исследования газовых и газоконденсатных скважин должен быть выполнен согласно “Инструкции по исследованию скважин” [1] на 5÷8 режимах. Такое количество режимов связано с необходимостью получения количественной зависимости между дебитом скважины и создаваемой депрессией на пласт в широком диапазоне их изменения. Исследование скважин на стационарных режимах фильтрации требует полной стабилизации забойного давления и дебита на каждом режиме и полного восстановления давления между режимами. Такой вид исследования согласно регламенту [4] должен быть проведен в каждой скважине при их вводе в эксплуатацию после выхода из бурения и в процессе разработки, частота которых определяется согласно рекомендациям проекта разработки. Такие исследования принято называть первичные и текущие исследования эксплуатационных скважин. Кроме того, на стационарных режимах проводятся специальные исследования для определения количественной связи между депрессией на пласт и твердыми и жидкими примесями в продукции скважин в условиях разрушения призабойной зоны и возможности обводнения скважин. Как было отмечено выше согласно “Инструкции по исследованию газовых и газоконденсатных скважин” исследования на стационарных режимах должны проводиться на 5÷8 режимах значительно отличающихся величинами депрессий на пласт и дебитов получаемых при этих депрессиях. Время необходимое для полной стабилизации забойного давления Рз и дебита Q определяются по формуле:

t ст = СR к2 mµ / kР пл

(1)

где tст – время необходимое для полной стабилизации Рз и Q на режиме, Rк – радиус контура зоны дренируемой исследуемой скважиной, величина которого зависит от наличия соседних скважин, фильтрационных свойств пласта и создаваемой депрессии на пласт в исследуемой и соседних скважинах, m – коэффициент пористости, µ – коэффициент вязкости газа, k – проницаемость

пласта, Рпл – пластовое давление, С – численные коэффициент, значение которого различными авторами установлена в диапазоне 0,122≤С≤0,350. Как правило, радиусы зон дренируемых вертикальными газовыми скважинами принимаются Rк≥500 м и это связано с удельными запасами газа подлежащими извлечению скважиной в течение 30÷40 лет. Расчеты проведенные по определению величины tст при различных емкостных и фильтрационных свойствах пластов позволили получить зависимость между tст и проницаемостью фрагментов пласта вскрываемых горизонтальными скважинами, которая показана на рисунке 1. Из этой зависимости следует, что чем меньше проницаемость пласта, тем больше продолжительность процесса стабилизации. Но это не означает, что при исследовании скважин вскрывших пласты с высокой проницаемостью из-за незначительности процесса стабилизации количество газа выпускаемое в атмосферу (как правило, этот газ сжигается) уменьшается.

Рисунок 1 – Зависимость процесса стабилизации забойного давления и дебита горизонтальной скважины tст от проницаемости пласта при заданных Rк и L.

Многочисленные исследования показывают, что проницаемости сеноманских залежей

колеблются

в

диапазоне

300≤k≤1500

мД.

При

среднем

Сср=(0,122+0,350)/2=0,236; Rк=500 м, m=0,3, k=0,5·10-12, µ=0,01 мПа.с, Рпл=120 кг/см2 время необходимое для стабилизации на режиме будет, согласно формуле (1):

0,236 ⋅ 5002 ⋅ 0,3 ⋅ 0,01 ⋅ 10−3 t ст = = 8,16 часов. 0,5 ⋅ 10−12 ⋅ 120 ⋅ 9,8 ⋅ 104 Из приведенных расчетов следует, что для полной стабилизации забойного давления и дебита на одном режиме требуется 8 часов 16 минут. Если исследование на стационарных режимах провести только на 6-ти режимах (см. [3]) с полным соблюдением технологии исследования, то количество газа выпускаемого в атмосферу с учетом того, что дебит вертикальных скважин, вскрывших сеноманскую залежь при депрессиях на пласт 1,0≤∆Р≤5 атм. изменяется от 200≤Q≤1200 тыс.м3/сут, то потери газа будут такими, какие приведены в таблице 1. Таблица 1. Продолжитель- Количество №№ Депрессия Дебит на ность работы на газа, выпусрежи- на пласт режиме Qi режиме до пол- каемого на мов ∆Р, атм. тыс.м3/сут ной стабилиза- режимах ции, час тыс.м3/сут

1 2 3 4 5 6

1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0

200 400 600 800 1000 1200

8,16 –//– –//– –//– –//– –//–

68,0 136,0 204,0 272,0 340,0 408,0 ∑=1428,0

Если газ из валанжинских залежей и содержит конденсата 150 г/м3, то количество выпускаемого в атмосферу конденсата, т

10,2 20,4 30,6 40,0 51,0 61,2 ∑=213,4

При исследовании горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин продолжительность процесса стабилизации существенно увеличивается, что связано с размерами удельной площади, приходящейся на долю одной горизонтальной скважины. Для сеноманских залежи средние удельные запасы газа приходящие на одну вертикальную скважину на месторождениях Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное и д.р. составляет около Qуд.ср.в=5,0 млрд.м3. Начальные проектные дебиты скважин этих месторождений при их вводе в разработку составляют Qнач=1000 тыс.м3/сут. При исходных данных Рпл.нач=120 атм., m=0,3, αг=0,75, hэф=100 м, Zн=0,84, Тпл=300 К и удельных запасах Qуд.зап=5·109 м3 радиус зоны дренирования вертикальной скважиной составляет Rк=710 м. Начальный дебит горизонтальных скважин вскрывших сеноман-

ские отложения с длиной горизонтального участка Lг=250 м при депрессии на пласт ∆Р=3,5 атм. составляет Qгор=3000 тыс.м3/сут. При начальных дебитах вертикальных скважин равных Qв=1000 тыс.м3/сут удельные запасы Qуд.зап.в=5·109 м3 извлекаются за 40 лет разработки залежи. При начальных дебитах горизонтальных скважин Qгор=3 млн.м3/сут удельные запасы газа приходящие на одну горизонтальную скважину должны быть Qуд.зап в≥15·109 м3. Если принять форму зоны дренирования горизонтальной скважины в виде круга, то при принятых удельных запасах газа, дренируемых такими скважинами и исходных параметрах Рпл.нач=120 атм., m=0,3, αг=0,75, hэф=100 м, Zн=0,84, Тпл=300 К, радиус этого круга Rк окажется: ⎡15 ⋅ 109 ⋅ ZнТ пл Р ат ⎤ Rк = ⎢ ⎥ ⎢⎣ πh эф mα г Р н.пл Т ст ⎥⎦

0,5

⎡ 15 ⋅ 109 ⋅ 0,84 ⋅ 300 ⋅ 1,02 ⎤ Rк = ⎢ ⎥ ⎣ 3,14 ⋅ 100 ⋅ 0,3 ⋅ 0,75 ⋅ 293 ⋅ 120 ⎦

(2) 0,5

= 1068 м

При таком радиусе условного круга дренируемого горизонтальной скважиной продолжительность процесса стабилизации забойного давления и дебита на режиме будет: t ст.гор

0,236 ⋅ 10682 ⋅ 0,3 ⋅ 0,01 ⋅ 10−3 = = 0,675 сут tст.гор=16,2 часов 0,5 ⋅ 10−12 ⋅ 120 ⋅ 9,8 ⋅ 104

Количество выпускаемого газа при исследовании горизонтальной скважины вскрывшей сеноманскую залежь на 6-ти стационарных режимах фильтрации приведено в таблице 2. Как было отмечено выше, проницаемость сеноманской залежи колеблется в диапазоне 300≤k≤1500 мД. Если в расчетах по определению продолжительности процесса стабилизации проницаемость пласта принимать равной k=1,0 Д, то время необходимое для стабилизации забойного давления и дебита в вертикальной и горизонтальной скважинах окажутся: t ст.вер =

0,236 ⋅ 5002 ⋅ 0,3 ⋅ 0,01 ⋅ 10−3 = 0,1742 сут tст.вер=4,18 часов 1 ⋅ 10−12 ⋅ 120 ⋅ 9,8 ⋅ 104

t ст.гор

0,236 ⋅ 10682 ⋅ 0,3 ⋅ 0,01 ⋅ 10−3 = = 0,3366 сут tст.гор=8,08 часов 1 ⋅ 10−12 ⋅ 120 ⋅ 9,8 ⋅ 104

Таблица 2. Продолжитель- Количество газа, Если газ из валанжин№№ Депрессия Дебит на ность работы на выпускаемого в ских залежей и содеррежи- на пласт режиме Qi режиме до пол- атмосферу на жит конденсата 150 мов ∆Р, атм. тыс.м3/сут ной стабилизарежиме г/м3, то потери кон3 ции, час денсата, тонн тыс.м /сут

1 2 3 4 5 6

1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0

500 1000 1500 2000 2500 3000

16,2 16,2 16,2 16,2 16,2 16,2

33705 675,0 1012,5 1350,0 1687,5 2025,0 ∑=7087,5

50,6 101,2 151,8 202,5 253,1 303,7 ∑=1062,9

Для оценки продолжительности процесса стабилизации забойного давления и дебита на режиме при различных проницаемостях пласта, вскрываемых горизонтальными скважинами, построена зависимость tст от проницаемости k, которые для двух величин Rк и Lг равные Rк=1700 м и Lг=2000 м; и Rк=2300 м и Lг=1500 м, которые показаны на рисунке 1. Из данных приведенных в таблицах 1 и 2 видно, что при исследовании газовых и газоконденсатных скважин на

стационарных режимах фильтрации имеют место большие потери газа. В нефтяном эквиваленте каждые 1000 м3 газа по объему нефти равны Qн=0,83 м3. Поэтому выпуск газа в атмосферу и его сжигание в процессе исследования в размерах для вертикальных скважин Qпотерь.верт=1,428 млн.м3 и горизонтальных Qпотерь.гор=7,0875 млн.м3 недопустимо. Автором настоящей работы проф. З.С. Алиевым предложены методы, позволяющие сократить потери газа в процессе исследования скважин, которые изложены ниже. 2.2 Ускоренные методы исследования газовых скважин на квазистационарных режимах фильтрации, позволяющие кратно сократить потери газа и конденсата

Полная замена исследования газовых скважин на стационарных режимах другими видами исследований невозможна только с позиции установления свя-

зи между депрессией на пласт и дебитом. Все остальные параметры, определяемые по результатам исследования на стационарных режимах, могут быть определены другими экологически чистыми и ресурсосберегающими методами. К таким методам в частности относятся ускоренные изохронный и экспресс методы на квазистационарных режимах фильтрации. 2.2.1 Изохронный метод исследования газовых скважин

Сущность метода заключается в том, что после пуска скважины в работу на различных режимах за одно и то же время tр при различных депрессиях на пласт, возмущения давления распространяются на одинаковые расстояния от скважины R(tр). Но обязательным условием использования этого метода, является полное восстановление давления до пластового Рпл между режимами работы. Полученные при этом результаты должны обрабатываться по формуле: 2 2 Р пл − Р з.i (t р ) = а (t р )Qi (t р ) + b(t р )Qi2 (t р )

(3)

где Рпл – пластовое давление; Рзi(tр) – забойное давление в i-ом режиме, соответствующее времени tр; a(tр) и b(tр) – коэффициенты фильтрационного сопротивления, определяемые по результатам исследования в координатах 2 2 ⎡Рпл − Р зi ( t р )⎤ ⎣ ⎦

( )

Q tр

от Q(tр); Qi(tр) – дебит скважины в i-ом режиме в момент

времени tр. Для определения коэффициентов a(tр) и b(tр) продолжительность работы скважины на режимах должна быть tр=40÷60 мин. Истинный коэффициент a(tр), соответствующий времени tст, необходимо определить из равенства:

аист (t ст ) =

2 2 Р пл − Р з.ист − b(t р )Qист

Qист

(4)

где Рз.ист и Qист – забойное давление и дебит скважины на режиме, с которым она эксплуатируется при ее подключении в промысловый газосборный коллектор. После завершения исследования скважины изохорным методом, она подключается в промысловый коллектор. По истечению нескольких дней, за которые режим эксплуатации стабилизировался, необходимо измерить устьевое давление Руст.ист и пересчитать его на забойное Рз.ист, а также измерить дебит Qист, а затем, используя формулу (4), определить аист(tст). Коэффициент b(tр) в

формуле (4) практически равен коэффициенту b(tст), так как расстояние R(tр) от скважины незначительно влияет на величину b(tр). Например, если за время tр=60 мин расстояние R(tр)=50 м, а при t=tст − R(tр)=Rк=500 м, то величина коэффициента “b” при Rс=0,1 м и Rк=500 м будет:

⎡ 1 1 ⎤ *⎛ 1 1 ⎞ − ⎟ ≈ 10b* b ( t p ) = b* ⎢ − ⎥=b ⎜ ⎝ 0,1 50 ⎠ ⎢⎣ R c R ( t p ) ⎥⎦ 1 ⎤ ⎡ 1 b ( t ст ) = b* ⎢ − ≈ 10b* ⎥ ⎣ 0,1 500 ⎦ Использование изохронного метода на примере сеноманской залежи позволяет существенно сократить потери газа. Ниже в таблице 3 приведены потери газа при исследовании вертикальных и горизонтальных скважин, вскрывших сеноманскую и валанжинскую залежи, изохронным методом. Таблица 3. Дебит на Депрес- режиме №№ сия на вертикальрежипласт ной сквамов ∆Р, атм. жины Qi тыс.м3/сут

1 2 3 4 5 6

1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0

200 400 600 800 1000 1200

ПродолжиКоличество тельность газа, выработы на пускаемого режиме до в атмосферу полной стана режиме билизации, тыс.м3/сут час

1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0

8,3 16,7 25,0 33,3 41,7 50,0 ∑=175,0

Количество Дебит на газа выпуск. режиме в атмосферу горизонт. на режиме скважины горизонт. Qi/гор скважины тыс.м3/сут тыс.м3/сут

500 1000 1500 2000 2500 3000

Потери конденсата* при ускоренном методе исследования при qк=150 г/м3, тонн верт.

гориз.

20,8 1,2 3,1 41,7 2,5 6,2 62,5 3,7 9,4 83,3 5,0 12,5 104,2 6,2 15,6 125,0 7,5 18,7 ∑=437,5 ∑=26,1 ∑=65,5

* – газоконденсатная скважина с дебитом и проницаемостью аналогичным сеноманской залежи.

Из сравнения количества газа, выпускаемого в атмосферу при исследовании вертикальных и горизонтальных скважин на стационарных режимах фильтрации изохронном методом потери газа уменьшатся в 8,1 и 16,2 раза. 2.2.2 Экспресс метод исследования газовых скважин

Сущность метода заключается в том, что после пуска скважину в работу на каждом режиме и остановки ее между режимами она работает и простаивает

одинаковое время tр=tв=40÷60 мин. По количеству выпускаемого газа экспресс метод идентичен изохронному. Различие этих методов заключается только в общей продолжительности процесса исследования. Как было отмечено, технология изохронного метода, требует полного восстановления давления между режимами, а при экспресс методе продолжительность процесса восстановления давления между режимами равна продолжительности работы на режиме. Поэтому методика обработки результатов исследования экспресс методом отличается от метода обработки изохорным методом. Формула для обработки результатов исследования скважин экспресс методом имеет вид: 2 2 Р пл − Р з.i (t р ) = а (t р )Q(t р ) + b(t р )Q 2 (t р ) + β Ci

(5)

где β – тангенс угла наклона КВД обработанной в координатах Рз2(t) от lgt; Сi – поправочные коэффициенты на недовосстановление давления между режимами и определяются по формулам: С1=0;

С2=0,176Q1;

С3=0,097Q1+0,176Q2;

С4=0,067

Q1+0,097Q2+0,176Q3;

С5=0,051Q1+0,067Q2+0,097Q3+0,176Q4; С6=0,041Q1+0,051Q2+0,067Q3+0,097Q4+0,176Q5. Из-за идентичности потерь газа при экспресс методе с потерями изохронного метода пример расчета потерь экспресс методом не приводится. 2.3 Использование кривых стабилизации забойного давления и дебита на одном режиме для исключения потерь газа при исследовании

Использование кривых стабилизации забойного давления и дебита на одном единственном режиме, с которым скважина эксплуатируется, полностью исключает потери газа при исследовании скважин. Этим методом определяются коэффициенты фильтрационного сопротивления а и b и параметры пласта с учетом загрязнения призабойной зоны при вскрытии пласта промывочной жидкостью. Для снятия кривых стабилизации забойного давления и дебита на одном единственном режиме, с которым скважина эксплуатируется, необходимо сначала остановить скважину до полного восстановления давления до пластового. Затем пустить ее в работу на режиме, с которым она эксплуатируется, и при этом вести непрерывную запись во времени забойного (устьевого с после-

дующим пересчетом на забойное) давления и дебита. В большинстве случаев при исследовании скважин дебит газа также определяется по известным давлению и температуре на ДИКТе или дифманометре. При работе скважины в промысловой коллектор дебит определяется по известному давлению перед диафрагмой и перепадом давления на диафрагме. Точность замеров давления, при снятии кривых стабилизации забойного давления и дебита, должна быть δ=0,01 атм. Далее полученные результаты замеров обрабатываются по формуле: 2 2 ⎡ Р пл − Р 2з ( t к ) Р пл − Р з2 ( t ) ⎤ − ⎢ ⎥ Q(t) ⎦ ⎣ Q ( tк )

⎡ Q доб ( t к ) Q (t)⎤ ⎣⎡Q ( t ) − Q ( t к ) ⎦⎤ (6) − ln доб ⎥ = β − b ⎢ln Q ( tк ) Q(t) ⎦ ⎡ Q доб ( t к ) Q доб ( t ) ⎤ ⎣ − ln ⎢ ln ⎥ Q t Q(t) ⎦ ( ) к ⎣

где Рпл – пластовое давление; Рз(tк) и Рз(t) – забойное давление при времени соответствующем концу процесса стабилизации tк и произвольного времени t; Q(tк) и Q(t) – дебиты скважин, соответствующие временам tк и t; Qдоб(tк) и Qдоб(t) – суммарные количества газа добытые за периоды tк и t в диапазонах от нуля до tк и от нуля и до t; β – параметр, определяемый по графику и имеющий структуру

β = µZР атм Т пл / 2πkhТ ст

(7)

b – коэффициент фильтрационного сопротивления при квадратичном со-

ставляющем уравнения притока газа к скважине. 2.4 Использование данных эксплуатации скважин для определения параметров пласта и коэффициентов фильтрационного сопротивления без проведения исследований

На разрабатываемых месторождениях по различным геологическим и технологическим причинам, а также сезонным колебаниям потребления газа изменяются режимы работы скважины. При фиксации забойного (устьевого) давления и дебита скважин, происходящие изменения режима работы и известном пластовом давлении по данным наблюдательных скважин можно установить связь между депрессией с дебитом, определить коэффициенты фильтрационного сопротивления и параметры пласта. Использование данных эксплуатации с целью замены планового исследования скважин требует от геологических

служб газодобывающих предприятий включения в план работы необходимость в обязательном порядке проводить замеры забойного давления и дебита с последующим использованием этих данных для обработки по формуле 2 2 Р пл − Р з.i (t) = a (t)Q(t) + b(t р )Q 2 (t р )

(8)

где Рпл(t) и Рз(t) – значения пластового и забойного давления в момент времени t (как правило, это время исчисляется месяцами), а и b – коэффициенты фильтрационного сопротивления, определяемые из графика зависимости 2 [Р пл.i − Р 2з.i (t)]/ Qi (t) от Qi(t). При использовании данных эксплуатации измене-

ние свойств газа µ(Р) и Z(Р), входящие в структуры коэффициентов а и b, могут быть учтены, если за период снятия нескольких значений Рз(t) и Q(t) пластовое давление снизилось на 5 и более атмосфер. Использование данных эксплуатации полностью исключает потери газа, имеющие место при исследовании. 2.5 Использование данных исследования вертикальных скважин для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления и параметров пласта и снижение потерь газа, в качестве замены исследования горизонтальных скважин

Выше было показано, что потери газа, связанные плановым исследованием горизонтальных скважин на стационарных режимах фильтрации, превышают потери имеющие место при исследовании вертикальных. Это связано с большими по сравнению с вертикальными скважинами размерами зон, дренируемыми горизонтальными скважинами, и, следовательно, более длительной продолжительностью процесса стабилизации забойного давления и дебита на режимах, а также высокими дебитами горизонтальных скважин превышающих производительность вертикальных скважин в 3 и более раз. Однако существует возможность определения коэффициентов фильтрационного сопротивления горизонтальных скважин по результатам исследования вертикальных скважин. Следует подчеркнуть, что без использования результатов исследования вертикальных разведочных скважин прогнозировать показатели разработки приближенным методом с использованием горизонтальных скважин невозможно. По-

этому проф. З.С. Алиевым разработан метод определения коэффициентов фильтрационного сопротивления горизонтальных скважин с использованием результатов исследования вертикальных. Для выполнения такой работы необходимо: 1. Исследовать вертикальные скважины, желательно одним из ускоренных методов, и определить коэффициенты ав и bв, которые математически выражаются формулами:

⎡ R ⎤ a* ⎢ln к + C1 ⎥ Rc ⎤ µzР атм Т пл 1 ⎡ R к ⎦ + C1 ⎥ = ⎣ ав = ⎢ln kТ ст πh ⎣ R c πh ⎦ ⎡ 1 ⎤ 1 − + C2 ⎥ ⎢ R Rк ⎤ 1 ⎡ 1 1 ρ Р zТ ⎦ bв = ст атм пл 2 2 ⎢ − + C 2 ⎥ = b* ⎣ c 2 2 lTст 2π h ⎣ R c R к 2π h ⎦ где а* =

(9)

(10)

µzР атм Т пл ρ Р zТ и b* = ст атм пл kТ ст lTст

Значения а* и b* следует определить по известным ав и bв, определяемым по результатам исследования вертикальных скважин из равенств: ав πh и b* = а = ⎡ Rк ⎤ ⎢ln R + C1 ⎥ c ⎣ ⎦ *

bв 2π2 h 2 ⎡ 1 ⎤ 1 ⎢ R − R + C2 ⎥ к ⎣ c ⎦

где С1 и С2 – коэффициенты несовершенства по степени вскрытия пласта, определяемые согласно [2] при известных толщинах пласта h и вскрытия hвс. При известных коэффициентах а* и b* значения коэффициентов фильтрационного сопротивления горизонтальных скважин определяются формулами [10]: а* аг = 2Lг

⎡2⎛ R c ⎞ R к − h1 ⎤ ⎢ ⎜ h1 + R c ln ⎥ ⎟+ h R + h R c + h1 ⎦ c 1⎠ ⎣ 1⎝

(11)

b* bг = 2 2Lг

⎡ 2 ⎛ R +h h1 ⎞ R к − h1 ⎤ 1 − + ⎢ ⎜ ln c ⎟ 2⎥ h R R + h R + h ( ) c c 1 ⎠ c 1 ⎣⎢ 1 ⎝ ⎦⎥

(12)

где Lг – длина горизонтального ствола полностью вскрывшего полосообразный пласт, (см. рисунок 2) h1 =

h − R c ; h – толщина пласта; Rс – радиус 2

скважины, а Rк – расстояние до контура питания полосообразной формы фрагмента пласта.

Рисунок 2 – Схема вскрытия горизонтальной скважиной полосообразного пласта.

Использование этого метода приводит к потерям газа, имеющим место при исследовании вертикальных скважин на стационарных режимах фильтрации согласно таблицам 1 и 2. Согласно этим таблицам потери газа при исследовании горизонтальных скважин вскрывших сеноманскую залежь на стационарных х = ∑ Qiгор

режимах

∑Q

iвер

превышают

потери

вертикальных

скважин

в

= 7087,5 1428 = 4,96 раз.

Перечисленные выше экологически более чистые методы определения параметров по результатам исследования скважин предусмотренных проектами разработки с целью контроля за разработкой приводит к минимальным потерям газа и конденсата связанным с необходимостью исследования скважин. Если газоконденсатная скважина исследуется через сепаратор, и на факельную линию подается отсепарированный газ, то потери конденсата исключаются, и к этому всегда следует стремиться.

3. Технология исследования скважин на газоконденсатность и потери газа и конденсата при газоконденсатных исследованиях

Газоконденсатные исследования проводятся с целью определения: потенциального содержания конденсата в газе; давления начала конденсации, давления максимальной конденсации при пластовой температуре; потерь конденсата в пласте; выход конденсата в процессе разработки; коэффициента извлечения конденсата; фазового состояния газоконденсатной смеси при различных термобарических параметрах смеси; изотерм конденсации для обоснования режима сепарации газа в процессе разработки; изучения состава и свойств пластового газа, газа сепарации и дебутанизации, группового и фракционного состава конденсата, физические свойства конденсата в частности плотности, коэффициентов усадки и вязкости, молекулярную массу и т.д. Без определения этих перечисленных параметров конденсата прогнозировать показателей разработки газоконденсатных месторождений невозможно. Эти параметры определяются комплексом промысловых и лабораторных исследований с использованием специальных установок, предназначенных для газоконденсатных исследований. В Российской Федерации до настоящего времени не разработаны, и серийно не выпускаются установки для промысловых газоконденсатных исследований. С приемлемой точностью промысловые газоконденсатные исследования возможны с применением установок “Porta-Test”, купленных в количестве всего 4 комплекта у фирмы с аналогичным названием. Основные потери газа, связанные с промысловыми газоконденсатными исследованиями

Согласно “Временной инструкцией по исследованию скважин на газоконденсатность” [9] для получения стабильного соотношения “газ-конденсат” необходима продувка скважины на одном режиме в течения 72 часов с дебитом не менее Qпрод≥150 тыс.м3/сут. В названии инструкции подчеркнуто, что газоконденсатная характеристика может быть изучено только при “промышленном” отборе газа и конденсата. Применение малогабаритных термостатируемых установок для газоконденсатных исследований не допускается из-за неод-

нородности потока по сечению трубы, по которой движется газо-жидкостная смесь, что приводит к искажению информации о содержании высококипящих компонентов С5+В в газе. Предлагаемые во “Временной инструкции по исследованию скважин на газоконденсатность” [9] величина дебита Q≥150 тыс.м3/сут и продолжительность процесса стабилизации выхода конденсата системы “газконденсат” не должны быть использованы при изучении газоконденсатной характеристики месторождений с различными емкостными и фильтрационными свойствами и при любой конструкции скважин. Теоретически постоянное соотношение выхода конденсата, т.е. q к =

Qк в процессе разработки не возможно, Qг

что связано с созданием депрессии на пласт и распределением при этом давления и температуре от стенки скважины до контура зоны, дренируемой скважиной. Наиболее интенсивное снижение давления и температуры происходит вблизи скважин. В призабойной зоне в результате выпадения, накопления и частичного выноса конденсата после достижения порога подвижности выпавшего конденсата допускается, что стабилизируется выход конденсата. Однако за пределами призабойной зоны процесс менее интенсивного выпадения и накопления конденсата из-за непрерывного снижения пластового давления продолжается. Процесс выпадения и накопления конденсата существенно зависит от величины создаваемой депрессии на пласт и поэтому приведенные во “Временной инструкции по газоконденсатным исследованиям” не может быть одинаковыми для любого газоконденсатного месторождения. Следует также предупредить, что названная выше величина дебита должна быть обусловлена конструкцией – диаметром и глубиной спуска фонтанных труб. В противном случае в низкопродуктивных пластах где дебит скважин составляет Q