Содержание к диссертации
Введение
1. Геолого-промысловая информация по астраханскому газоконденсатному месторождению 9
1.1. Краткая геологическая характеристика месторождения... 9
1.2. Начальное состояние системы. Пластовый состав, его особенности. Начальные давления, температуры 13
1.3. Анализ работ в области проведения газогидродинамических исследований 17
2. Критический обзор методов промысловых исследований скважин и их применение на АГКМ ... 19
2.1. Методы исследований скважин при стационарных режимах фильтрации... 19
2.2. Краткая теория и обоснование нового метода 30
2.3. Технология газодинамических исследований скважин на АГКМ 34
3. Усовершенствование интерпретации результатов исследований скважин агкм на стационарных режимах фильтрации 37
3.1.Алгоритм обработки результатов ГДИ проводимых на Астраханском ГКМ 37
3.2. Теоретические основы и обработка результатов исследований скважин по степенной формуле 53
4. Особенности газодинамических исследований скважин агкм при нестационарных режимах фильтрации 59
4.1.Обработка кривых восстановления давления скважин АГКМ 59
4.2. Интерпретация кривой стабилизации давления скважин АГКМ 76
5. Оборудование, приборы и аппаратура для проведения исследований на скважинах астраханского газоконденсатного месторождения 80
5.1. Глубинные приборы и оборудование для замера забойных давлений и температур 80
5.2. Определение дебитов газа, конденсата и воды при газодинамических исследованиях скважин АГКМ 83
5.3. Измерительный комплекс РГЖ-001
и его применение на АГКМ 89
Выводы 95
Приложения 96
Список использованной литературы
- Начальное состояние системы. Пластовый состав, его особенности. Начальные давления, температуры
- Краткая теория и обоснование нового метода
- Теоретические основы и обработка результатов исследований скважин по степенной формуле
- Интерпретация кривой стабилизации давления скважин АГКМ
Начальное состояние системы. Пластовый состав, его особенности. Начальные давления, температуры
За последние годы выполнено огромное количество работ по теоретическим, технологическим и техническим аспектам исследования газовых и газоконденсатных скважин. Открытие новых газоконденсатних, сероводородосодержащих и газоконденсато-нефтяных месторождений на больших глубинах, скважины которых часто эксплуатируются при больших депрессиях послужили толчком к проведению научных изысканий в области газогидродинамических исследований.
В основе нестационарных методов исследования скважин и пластов лежат характерные проявления упругого режима нефтегазонасыщенного пласта сформулированные в работах В.Н. Щелкачева. Прежде всего речь идет о формировании вокруг скважин депрессионных воронок давления которые образуются при пуске скважины в эксплуатацию и расширяются по пласту с определенной скоростью. Наиболее детальные исследования влияния различного вида неоднородностей на кривые стабилизации давления (КСД) и кривые восстановления давления (КВД) нефтяных скважин рассмотрено в работе С.Н. Бузинова и И.Д. Умрихина 1984г..3десь показано, что КСД для нефтяных скважины описываются различными формулами, монологарифмические анаморфозы которых, (AP-lnt) могут иметь несколько прямолинейных участков. В1993 в работе Бузинова представлено решение задачи о нестационарной работе горизонтальной скважины с постоянным дебитом q=const расположенной в полосообразном пласте
Основные формулы для описания структуры фильтрационных коэффициентов получены различными исследователями (С.Н. Бузинов, С.Д. Джоши. З.С. Алиев, В.В. Шеремет, В.А. Черных).
Вопросам исследований скважин в ходе разработки газоконденсатных месторождений посвящены работы отечественных и зарубежных ученых: Гриценко А.И., Коротаева Ю.П., Перепеличенко В.Ф., Басниева К.С., Алиева З.С, Зотова Г.А., Брусиловского А.И., Бузинова С.Н., Закирова С.Н., Минского Е.М., Васильева Ю.Н., Гуревич Г.Р., Д. Катца, М. Маскета, П. Поллард, И. Вичарт, Ширковского А.И., Зайцева Ю.В., Лапшина В.И. и др.
В практике обработки результатов исследований газовых скважин в России получила распространение предложенная Е.М. Минским (1958г.) двучленная формула притока. В предложенной статистической модели фильтрации газа было дано аналитическое обоснование двучленного закона фильтрации, где первый член отражает влияние вязкости, а второй определяется характером осреднения пульсаций локальных скоростей в порах по аналогии с турбулентным движением. Позже Ю.П. Коротаевым было предложено ввести в двучленную формулу третий член, характеризующий несовершенство характера и степени вскрытия продуктивного пласта данной скважиной.
Для описания притока к скважине многие исследователи предлагали использовать степенную формулу (Л.С. Лейбензон, Миссбах, Б.Б. Лапук и др.). Эта формула, получившая распространение за рубежом (Е.М. Роулинс, М.А. Шелхард 1947г.) как аппроксимирующее соотношение для интерпретации результатов исследований газовых скважин [27], была несправедливо забыта у нас. Позже в работах Г.А. Зотова, Ю.А. Перемышцева и Н.Г. Степанова (1999-2000гг.) получила развитие теория использования степенной формулы для обработки результатов испытания газовых скважин.
Вопросам исследований скважин в ходе разработки газоконденсатных месторождений посвящены работы отечественных и зарубежных ученых: Гриценко А.И., Коротаева Ю.П., Перепеличенко В.Ф., Басниева К.С., Алиева З.С., Зотова Г.А., Брусиловского А.И., Бузинова С.Н., Закирова С.Н., Минского Е.М., Гуревич Г.Р., Д. Катца, М. Маскета, П. Поллард, И. Вичарт, Ширковского А.И., Зайцева Ю.В., Лапшина В.И. и др.
Установившаяся плоскорадиальная фильтрация реального газа при нелинейном законе фильтрации описывается уравнением: dP ju п г где, Р - давление, R - радиус, ju - вязкость, к - проницаемость, v -скорость течения, р - плотность газа. полагая k,/J,z независимыми от Р и Т, после интегрирования получим выражение: Р\ Р] =aQ + bQ1 (2.2) где, РК и -Сд соответственно, давления на контуре питания и на забое скважины, G и О - фильтрационные сопротивления. Если -К-К//-К-С и /3 = const, значения а и Ъ запишутся в виде: a = VPTZlnR« Время стабилизации давления и отборов зависит от фильтрационно-емкостных параметров пористой среды и насыщающих её жидкостей и газов. Полученные зависимости позволяют определять параметры пласта [1].
Установившиеся стационарные режимы фильтрации - это такие, при которых измеряемые параметры в течение определенного времени остаются постоянными в пределах погрешности приборов. Поэтому метод называют ещё методом установившихся отборов.
Технология проведения исследования при стандартной методике заключается в последовательной смене режимов работы скважины (прямой ход) в направлении увеличения дебита и уменьшения забойного давления, в сочетании с регистрацией процесса стабилизации и восстановления давления между режимами (рис.1). Обычно проводится 5 режимов прямого хода, с увеличением дебита и 3 режима обратного хода.[63]
Краткая теория и обоснование нового метода
Время стабилизации режима можно количественно оценить по следующей формуле [2] tcm = 0,34R2Jm (2.12) Подставив в формулу (2.12) пьезопроводность, определенную по КВД для скважин АГКМ Ж = 1200-12000 см2/сек получим tcm = 7- -70 часов, причем большая часть исследуемых скважин имеет пьезопроводность Ж « 5000 см /сек, что соответствует времени стабилизации tcm » 17 часов. Можно уверенно говорить, что для коллектора АГКМ, временной интервал до 2х часов, это недостаточное время для получения даже псевдоустановившегося режима фильтрации, и, следовательно, корректно обработать результаты, полученные применением стандартного метода, не представляется возможным.
Многочисленные исследования скважин показали, что первые 12 часов на каждом последующем режиме происходит некоторое снижение давления и дебита, с этой целью режим задается с давлением на 0,5 МПа больше, чем тот, который предполагается получить во время измерений. Как правило, определенная стабилизация достигается после 20 часов, такой режим работы скважины можно назвать квазистационарным. Давление считается условно установившимся, если выполняется:
В последние годы приборная база позволяет проводить на АГКМ исследования с длительной (несколько суток) регистрацией забойного давления. Такие исследования были проведены на скважине № 74 (рис.5) и некоторых других. Подставив в (2.14) полученные в результате обработки кривой стабилизации давления р и О получим время условной стабилизации давления 19,5 часов. Скважина № 74 отличается низкими продуктивными характеристиками, на скважинах с лучшими фильтрационно-емкостными свойствами пласта стабилизация будет происходить быстрее. Вышесказанное подтверждает правильность выбора технологии проведения испытаний, при которой сутки происходит стабилизация режима в ГКП, при этом Рзаб. и Q близки к стационарным.
Для осуществления контроля за разработкой месторождения и получения достоверных сведений, как об отдельных скважинах, так и о пласте в целом автором была разработана специальная технология проведения испытания скважин и усовершенствована стандартная методика обработки результатов испытания скважин АГКМ. Исследование изменения забойного давления во времени для определения периода стабилизации режима.
Схема сбора газа на Астраханском месторождении позволяет проводить исследования скважин через контрольный сепаратор фирмы «Porta Test» на первой очереди и фирмы «Bretco» на второй очереди промысла (рис.6), без выпуска углеводородного сырья в атмосферу. После сепаратора замеряется дебит газа, конденсата и воды по отдельным линиям, а затем по общей линии смесь направляется в газоконденсатопровод (ГКП) и транспортируется на газоперерабатывающий завод. Стационарные контрольные сепараторы находятся на установках предварительной подготовки газа (УШИ) и подключаются к выбранной для исследования скважине через блок входных манифольдов (БВМ). БВМ позволяет в любой момент времени простым переключением подать на контрольный сепаратор любую скважину УППГ.
Принимая во внимание длительность стабилизации давления и дебита, и используя возможности схемы сбора продукции Астраханского промысла, была предложена следующая технология проведения ГДИ.[65]
На каждом УППГ подбираются скважины по возможности близкие по своим продуктивным характеристикам. Затем скважинам устанавливается режим стабилизации с условно максимальным давлением на устье, таким, чтобы, увеличивая расход угловым штуцером, можно было, получить пять режимов. Обычно разница по давлению между режимами составляет 1,5-К2,0 1.
МПа. Причем при установке режима стабилизации и последующие двое суток скважина работает в ГКП (рис.7). За это время происходит достаточная стабилизация режима скважины, и этот же режим является первым режимом испытания скважины. Скважина переводится на контрольный сепаратор без изменения устьевых параметров. На режиме скважина находится 24 часа, когда производятся замеры дебитов, давлений и температуры через каждые 2 часа. Затем скважине устанавливается заданием устьевого давления следующий режим, и она переводится в газоконденсатопровод. На замер устанавливается следующая скважина, которая уже была стабилизирована в ГКП.
Теоретические основы и обработка результатов исследований скважин по степенной формуле
В Приложении 4а приведены данные газодинамических исследований, а также замеров забойных давлений в работающих скважинах 58 и 73 АГКМ. Результаты расчета забойных давлений по этим скважинам с использованием формул (3.11, 3.12, 3.13).
Как видно из таблицы приложения 4а, результаты расчетных забойных давлений относительно замеренных по скважинам 58 и 73 занижены соответственно на 2,6-4,3 % при расчете по формулам (3.11, 3.12), а по формуле (13.3) завышены на 4,4-6,7 %.
Таким образом, наиболее близкими к замеренным являются значения забойного давления, рассчитанные по формуле Г.А. Адамова для газовой скважины (без жидкости). Однако приведенные выше погрешности достаточно высоки и необходим поиск более подходящей зависимости для расчета забойных давлений.
При достаточно высоких давлениях на устье скважин, наблюдаются устойчивая связь между устьевыми и давлениями, замеренными на различных глубинах от устья до забоя. По этому из [10] появляется возможность определения забойных давлений (- 3) путем построения аналитической модели на основе имеющейся исходной информации по устьевым давлениям ( "у ).
Первые корреляционные зависимости - \ от гу по АГКМ построены Шугаевым А. П. и Лапшиной А. А. в 1990 г. Аппроксимация Р3 проводилась по выражению: где Ру — трудное устьевое давление, МПа; і - глубина расчета Р3, м. Результаты . дальнейших исследований, проведенных в 1999-2000 г, на скважинах Л20, 27, 63, 72, 97, ПО, 113, 222, 444, 828, 451, 932 позволили уточнись корреляционную зависимость от.РуЬ работающих скважинах АГКМ. Корреляріонная зависимость Р лтРу записывается в виде. Р3=-0№43Ру +1,8215/ +7,4708; И уже анализ исследований 1991 -2001 гада, выполненный автором, при проведении которого использовались замеры забойных давлений 40 эксплуатационных скважин, всего было обработано 224 глубинных замера в работающих скважинах, позволил лридти к следующему выражению: Р3 = -0,-0245/уЧ 2,4№Ру- 1,3512; (3:15) Пример исходных данных для выявления корреляционной связи приведен в приложении 4а. Результаты расчетов Р3 по уравнению (3,15) представлены в таблице 3 Сопоставление замеренных и расчетных забойных давлений в работающей скважине.
Среднее отклонение, % 0,92 3.2.Теоретические основы и обработка результатов исследований скважин по степенной формуле.
Фундаментальным законом фильтрации является закон Дарси, который устанавливает связь между скоростью фильтрации и градиентом давления [2]. В дифференциальной форме этот закон записывается: Но при исследовании фильтрационных потоков в условиях нарушения закона Дарси используются нелинейные законы. Согласно основным положениям подземной гидравлики закон Дарси со своей инерционной составляющей, которая характеризует степень турбулентности течения в поровом коллекторе можно представить выражением (3.2), которое мы рассмотрели выше [9]. Законы Дарси и Краснопольского - это частные случаи более общего степенного закона, предлагавшегося многими исследователями (Л.С. Лейбензон, Миссбах, Б.Б. Лапук и др.). В дифференциальной форме он записывается: где С и И - постоянные коэффициенты, определяемые опытным путем, причем 0,5 п 1 характеризует закон фильтрации.
При п = 0,5 формула (3.18) превращается в формулу, выражающую квадратичную зависимость между скоростью фильтрации и градиентом давления, т.е. в уже рассмотренный нами двучленный закон фильтрации (3.2). При П = 1 из (3.13) получим соответствие закону Дарси для совершенных по степени и характеру вскрытия скважин [8]: Pl-P23= Q (3.19) где nkh Rc Коэффициент С в формуле (3.18) характеризует продуктивность пласта и, следовательно, является основной фильтрационной составляющей степенной формулы. По-видимому, С может функционально зависеть от проницаемости. Степенная формула получила широкое распространение в 1930-1950 гг. в США и других странах при исследовании методом установившихся отборов. Использование этой зависимости для интерпретации исследований скважин АГКМ позволяет обработать те ГДИ, которые сложно аппроксимировать квадратичной формулой с достаточной величиной достоверности. Для обработки результатов ГДИ скважин степенной формулой зависимость между дебитом и \Рт — Р3) рассмотри в логарифмических координатах. Прологарифмировав обе части уравнения (3.18) получим: lgQ = lg С + П lg(/ - Р32) (3.20)Теперь для того, чтобы найти искомые коэффициенты, строим график прямой по уравнению (3.20). В логарифмических координатах степенная линия тренда к точкам зависимости будет выглядеть как прямая линия, её коэффициенты и есть искомые
С и п . В логарифмических координатах правильно определить графически эти коэффициенты достаточно сложно, поэтому предлагается вычислять их расчетным путем. В качестве примера обработки вернемся к ГДИ скважины 20.
Для исследований скважины 20 АГКМ зависимость между дебитом и \Рт Р3 ) показана на рисунке 14. Здесь для сравнения представлено несколько исследований на стационарных режимах. От исследования к исследованию коэффициенты С и п изменяются, причем характер этой динамики у каждой отдельно взятой скважины индивидуальный. Коэффициент С как показатель продуктивности с годами эксплуатации несколько снижается, а показатель степени растет. Другими словами два коэффициента степенного закона фильтрации находятся в противофазе, как бы уравновешивают своё влияние в зависимости между дебитом и у т — Р3). Динамика изменения коэффициентов во времени по скважине 20 АГКМ представлена на рис. 15.
Отсюда можно сделать вывод, что в процессе разработки меняется сам характер фильтрации, т.е. если вначале эксплуатации показатель степени близок к 0,5, то имеет место течение флюида близкое к квадратичному , затем показатель степени увеличивается, стремясь к единице, т.е. фильтрация описывается законом
Интерпретация кривой стабилизации давления скважин АГКМ
В элементе давления и температуры прибора RPG-3 используются спиральная трубка Бурдона в качестве основного измерительного механизма. Давление, прилагаемое к трубке через сильфон (в элементе давления), или возникающее внутри трубки при нагреве (в элементе температуры), вызывает ее пропорциональный поворот, который передается на перо и записывается в виде линии на карте. Точность элемента давления составляет 0,2 % шкалы. Точность элемента температуры (RT-7) составляет ±1 С.
При измерении давления прибор собирается из секции записи и элемента давления. При измерении температуры прибор собирается из секции записи и элемента температуры RT-7.
Манометры фирмы KUSTER имеют такой же принцип работы, что и RPG-3, их диаметр 32мм, длина 120 см, точность 0,25% от полной шкалы, максимальное давление 1320 кг/см, часовые механизмы на 3,6,12,24,30,48,60,90 и 120 часов.
В связи с недостаточным количеством манометров RPG-3 и К-3 на месторождении, начиная с 1995 г. при проведении исследований использовались глубинные манометры МГН-2 на 600 и 800 кгс/см2 производства ПО "Геофизприбор" г. Ивано-Франковск выпуска 1988-1989 гг. Класс этих приборов 1.0. Пятилетний опыт применения этих приборов показал на возможность их использования в агрессивной среде АГКМ, несмотря на то, что отдельные приборы выходили из строя при первом же спуске в скважину (трещины корпуса, разгерметизация).
Измерительный комплекс ТМГК-42 В 2000г. на АГКМ начали применять измерительный комплекс ТМГК-42 способный одновременно записывать давление, температуру и ГК. Прибор имеет наружный диаметр 42 мм, спускается на проволоке и имеет автономное питание от батареи. Информация записывается в электронном виде в ОЗУ(оперативное запоминающее устройство) и затем считывается персональным компьютером. Прибор способен записывать непрерывное изменение давления, температуры и ГК по стволу скважины при скорости спуска 900 м/час или в любой точке.
Технология замеров Р и Т приборами RPG-3, К-3, RT-7 и МГН2. При проведении замеров забойных давлений и температур глубинными манометрами и глубинным термометром RT-7 замеры производяться по всему стволу скважины через 500м с целью изучения их распределения по глубине.
Первые разведочные скважины исследовались через ДИКТ, при этом определялись восстановленные устьевые давления и стабилизированные дебиты устьевого газа при различных депрессиях, отбирались и анализировались пробы устьевого газа, рассчитывались забойные давления и определялись фильтрационные коэффициенты в уравнении притока газа к забою скважин и газодинамические параметры.
Для исследования разведочных скважин использовались импортные сепарационные установки «Порта-Тест» (вертикальный рециркуляционный центробежный сепаратор), рассчитанные на рабочее давление до 10 МПа; температуру - 253-К343К; максимальный дебит по газу - 2 млн.м /сут. Установки предназначены для работы в агрессивных средах, содержащих до 25% сероводорода, 25% двуокиси углерода и 500 мг/м3 меркаптанов. Исследования разведочных скважин проводятся следующим образом: после освоения, скважина отрабатывается через ДИКТ на факел в течение 1-2 суток для полной очистки от продуктов реакции СКО и технической воды. Далее поток пластового газа переводится на сепарационную установку. После стабилизации каждого из режимов исследований определяются дебиты газа сепарации, насыщенного конденсата, пластовой воды.
Определение дебитов скважин АГКМ с помощью ДИКТ При проведении скважин часто используется метод измерения дебита диафрагменным измерителем критического течения (ДИКТ). При крайне нежелательном во всех случаях выпуске газа в атмосферу этот способ замера дебита открывает единственно возможный путь для испытания скважин, если давление в промысловом газопроводе после узла измерения дебита равно или больше статического давления на головке скважины, а также на дальних разведочных площадях, куда еще не подведен газопровод.
При измерении дебита газа с помощью ДИКТа должно быть обеспечено условие критического истечения газа через диафрагму или штуцер. Условие критического истечения достигается тогда, когда давление до диафрагмы в два и более раз выше, чем давление после нее. Дебит газа при критическом истечении определяют по формуле pzT где Q - дебит газа, тыс. м /сут; р, Т - абсолютное давление и температура газа перед диафрагмой кгс/см2, К; z - коэффициент сверхсжимаемости при р и Т; с -коэффициент, определяемый по [11] и зависящий от диаметра диафрагмы(штуцера) ДИКТа; Д - поправочный коэффициент для учета измерения показателя адиабаты реального газа, определяемый по [11] или по формуле Д = -0.517 + 1.618 + [1.204-1.23ГГир + 0.3227 + + (- 0.Ю1+о.1 іог„-о.ззгі ; Здесь Т„р, рпр - приведенные температура и давление.
Значения коэффициента с, приведенные в [11], заимствованы из литературных источников с учетом переводной температурной поправки и позволяют получить дебит при р=1.033 кгс/см2 и Т=293 К. Величина с для сухого гза и для газоконденсатной смеси определена ВНИИГазом при изменении давления не более чем на 70 кгс/см" и при наличии конденсата до 40 см3/м3. Данные о "с" при содержании конденсата более 40 см3/м3 в литературе отсутствуют. Поэтому при содержании конденсата более 40 см /м следует либо предварительно до измерения расхода газа отделить конденсат от газа, либо пользоваться следующей приближенной формулой: а = (й+2,,)/&.„, (5.3) где а - поправочный коэффициент, являющийся отношением расхода сухого газа и газообразного конденсата к расходу двухфазной смеси по измерителю расхода. Он определяется по [11] в зависимости от содержания конденсата в газе.
