Исследования газовых и газоконденсатных месторождений

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 4.1):

На устье скважины открывают задвижки, и поток газа направляют по отводу (шлейфу) в промысловые сооружения. Давление на устье р_у снижается и в скважине создается перепад между забойным и устьевым давлениями (∆р_скв=р_з-р_у). 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 ∆р=р_пл-р_з, 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 R_к. Затраты энергии на преодоление фильтрационного сопротивления пласта приводят к потерям давления на пути от R_к 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 (∆р = р_пл-р_з), 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 4.1. - Схема движения газа в системе «пласт - скважина»

Поток: I - плоскорадиальный, II - двумерный, III - трехмерный, BД - воронка депрессии, R_к - радиус контура питания, L - глубина скважины, р_пл, р_з р_у-давление в пласте, на забое и устье скважины соответственно; t_з , t_у - 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:

р²_пл – р²_з = AQ + BQ², (1)

откуда

. (2)

В формулах (1), (2) А и В - коэффициенты фильтрационного сопротивления. Для схемы (см. рис. 4.1.) они имеют следующий вид.

, (3)

. (4)

Из формул (3), (4) видно, что А и В зависят:

1) от свойств пласта - проницаемости (r), коэффициента макрошероховатости l, зависящего от r и m; толщины (h), температуры (Т_пл);

2) от свойств газа - плотности (р_ст); вязкости (μ); коэффициента сверхсжимаемости (z);

3) от конструкции скважины - радиуса скважины (r_с); коэффициентов, учитывающих сопротивления в зонах II и III (см. рис. 4.1.), 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 C₁’ , С₂’) соответственно;

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

Принято считать, что сопротивление А обусловлено силами трения, а В - инерционными силами.

Методика газогидродинамических исследований сводится к измерению Q, р_пл и р₃. 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 р_з глубинным манометром, опущенным в фонтанные трубы на забой (в этом случае газ из скважины отбирают по затрубью - между фонтанной и обсадной колоннами). Рассчитывают р₃ по измеренному на устье давлению в затрубье, а газ в это же время отбирается по фонтанным трубам. Пластовое давление измеряют глубинными манометрами на забое полностью остановленной скважины после стабилизации в ней давления. Результаты измерений наносят на график (рис 4.2.). Графически определяют численные значения коэффициентов А и В и подставляют их в формулы (1), (2).

Рис. 4.2. – Результаты обработки данных газогидродинамических исследований скважины.

1 – индикаторная линия скважины; 2 – зависимость (р²_пл – р²_з)/Q от Q; А и В – коэффициенты фильтрационных сопротивлений скважины.

По данным (рис. 4.2.) определяют

,

Кроме дебита по этим данным, используя формулы (3), (4), 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.

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 (1). Поэтому для упрощения обычно в двучленную формулу (1) 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. 4.1.). В результате этого 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 II и III (см. рис. 4.1.) 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. 4.1., линии p и t) часть углеводородов из газовой фазы переходит в жидкое состояние – конденсат.

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 р_с и температуры Т_с сепарации. За счет этого из газовой фазы стремятся отделить максимальное количество конденсата, чтобы впоследствии из отсепарированного 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 (р_пл, Т_пл), промысловых сепараторов (p_c, T_c), a также в стволе скважины (р_скв, Т_скв) и иногда в газопроводе (р_г, Т_г).

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.

Рис. 4.3. - Схема установок при промысловых газоконденсатных исследованиях скважин.

БСУ - большая сепарационная установка, МТСУ - малая термостатируемая сепарационная установка, 1 - скважина, 2 - пробоотборный зонд, 3 - задвижки, 4 - смеситель, 5 - штуцеры, 6 - сепаратор, 7 - счетчик газовый, 8 - вентили мерные, 9, 10 - сепараторы малогабаритные, 11 - термостаты

Промысловые исследования проводят тремя способами: сепарацией (разделением фаз) всей продукции скважины; сепарацией части продукции и комбинированным способом, т. е. одновременно двумя способами (рис. 4.3.).

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 20 °С 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 К_у (К_у ≈ 0,52 - 0,86). Умножая измеренные объемы накопленного в сепараторах нестабильного конденсата на К_у, определяют добычу товарного конденсата.

При постоянном давлении с понижением температуры увеличивается содержание конденсата в газе. При постоянной температуре и давлении р_м.к., названном давлением максимальной конденсации, в газе содержится максимальное количество конденсата, при уменьшении (р_м.к.→30) или увеличении давления (р_м.к.→110) содержание конденсата в газе также уменьшается. Зная эти закономерности и имея результаты исследований, назначают режим сепарации 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 температуру.

Газ из нее выпускают во второй сосуд - сепаратор. В сепараторе при постоянных температуре Т_с и давлении р разделяют газ и конденсат. В первом сосуде измеряют количество конденсата, которое может выделиться из газа в пласте. В сепараторе измеряют количество конденсата, которое можно выделить из добываемого газа. Из сепаратора периодически отбирают пробы и анализируют их, т. е. определяют изменение состава добываемого газа в зависимости от падения пластового давления.

Результаты лабораторных исследований показывают, что по мере падения пластового давления пластовые потери конденсата увеличиваются (р_н.к→р_м.к), а затем уменьшаются (р_м.к→р_к). Добыча же конденсата, наоборот, вначале уменьшается (р_н.к→р_м.к), а затем несколько увеличивается. В составе добываемой углеводородной (газоконденсатной) смеси содержание тяжелых углеводородов 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.