ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН (копия). Исследование газовых скважин
 Скачать 34.62 Kb.
|
|
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН Каспийский общественный университет РЕФЕРАТ На тему: « Исследование газовых скважин» Дисциплина: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений Выполнил: Мадьяров Дулат Алматы 2022 Содержание 1 Основные задачи исследования скважин 3 1.2 Классификация методов исследования скважин 4 1.3Классификация газогидродинамических исследований 5 1.4Методы газогидродинамических исследований 7 2. Приборы и оборудование, применяемые при исследовании скважин 9 Заключение 12 Список литературы 13 1. Основные задачи исследования скважин Методы исследования скважин Исследования газовых пластов и скважин включают комплекс взаимосвязанных методов, различающихся теоретической основой, технологией и техникой исполнения. По данным этих исследований определяют следующие параметры. 1.Геометрические характеристики залежи, в частности общие размеры газоносного резервуара, изменение общей и эффективной мощности пласта по площади и разрезу, границы газоносной залежи, размеры экранов и непроницаемых включений, положение газоводяного (газонефтяного) контакта и его изменение в процессе разработки. 2.Коллекторские и фильтрационные свойства пласта (пористость, проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, сжимаемость пласта, газонасыщенность, пластовые, забойные и устьевые давления и температуры), их изменение по площади и разрезу пласта, а также по стволу газовой скважины. 3.Физико-химические свойства газа и жидкостей (вязкость, плотность, коэффициент сжимаемости, влажность газа), условия образования гидратов и их изменение в процессе разработки залежи. 4.Гидродинамические и термодинамические условия в стволе скважины в процессе эксплуатации. 5.Изменение фазовых состояний при движении газа в пласте, стволе скважины и по наземным сооружениям в процессе разработки залежи. 6.Условия скопления и выноса жидкости и твердых примесей из забоя скважины, эффективность их отделения. 7.Условия процесса коррозии, степень и характер его изменения при исследовании и эксплуатации скважины, в продукции которых содержатся коррозионно-активные компоненты. 8.Технологический режим работы скважин при наличии различных факторов, таких, как возможность разрушения призабойной зоны пласта, наличие подошвенной воды, влияние температуры продуктивного пласта и окружающей ствол скважины среды, многопластовость и неоднородность залежи, наличие агрессивных компонентов в добываемой продукции, конструкция и свойства применяемого оборудования скважин и наземных коммуникаций и др. Для изучения перечисленных параметров применяются газогидродинамические, геофизические и лабораторные методы исследования. При комплексном использовании эти методы дополняют друг друга и позволяют получить наиболее достоверные сведения и выяснить связь между отдельными параметрами и факторами, влияющими на них. Лабораторные методы исследования сводятся в основном к изучению физико-химических свойств газосодержащих объектов и находящихся в них газа и жидкости. Условия определения параметров пласта, например пористости, проницаемости, газонасыщенности, по небольшим образцам в лаборатории в большинстве случаев существенно отличаются от определения этих параметров в естественных условиях, носят точечный характер, и их трудно распространить на все месторождение. Параметры, определяемые геофизическими методами, также характеризуют участок, непосредственно примыкающий к стволу скважин. В необсаженных скважинах с помощью геофизических методов выделяют газонасыщенные интервалы, кровлю и подошву пласта, определяют пористость, газонасыщенность, эффективную мощность, положение контакта газ-вода и др. 1.2 Классификация методов исследования скважин Методы получения информации о пласте и скважине условно можно разделить на две группы. 1. Прямые методы, изучающие непосредственно образцы породы и продукцию, получаемую из скважины. К прямым методам определения параметров пористой среды и получаемой продукции относятся изучения свойств керна и физико-химических свойств газа и пластовой жидкости в лабораторных условиях. К числу прямых вспомогательных методов относятся также кавернометрия, газовый каротаж и изучение шлама, получаемого в процессе бурения продуктивного разреза. 2. Косвенные методы, изучающие физические свойства пласта и получаемой продукции с помощью установления связи этих свойств с другими параметрами, которые измеряются различными методами - геофизическими, термометрическими, газогидродинамическими. Комплексное использование этих методов позволяет качественно и надежно определить исходные параметры, необходимые при подсчете запасов, проектировании разработки залежи и установлении оптимального технологического режима работы газовых скважин. Классификация газогидродинамических исследований Текущие исследования проводятся во всех добывающих скважинах, как правило, раз в год. При этом получают данные о состоянии пласта, призабойной зоны, забоя и ствола скважины. Эти данные используются для подтверждения или изменения технологического режима эксплуатации скважин, определения мероприятий по увеличению дебитов газовых скважин, построения карт изобар (линий равного давления), определения текущих запасов газа и конденсата, контроля и регулирования системы разработки залежи. Текущие исследования скважин проводятся при установившихся и неустановившихся режимах работы скважин. Комплексные исследования основаны на гидродинамических, геофизических, термодинамических и радиоактивных методах исследования с одновременной автоматизацией всех показаний и в том числе определений физико-химических характеристик газа, воды, агрессивных примесей и конденсата, при различных давлениях и температурах в промысловых условиях. Только при комплексном исследовании можно получить наиболее достоверные данные о пласте, в то время как каждый вид исследования в отдельности позволяет получить лишь отдельные характеристики. Помимо основных параметров полезно измерять межколонные давления и их изменение в зависимости от процесса, проходящего в скважине. Такие исследования позволяют изучить межколонные перетоки газа, герметичность скважины и возможность перетока газа в вышележащие пласты. Весь процесс исследования скважин должен фиксироваться во времени. Специальные исследования проводятся в добывающих и наблюдательных скважинах в газо-и водонасыщенной частях пластовой водонапорной системы для получения данных, связанных со специфическими условиями эксплуатации данного месторождения. При специальных исследованиях определяют: - положение контакта газ — вода; - эффективность мероприятий по увеличению дебитов добывающих и приемистости нагнетательных скважин; - гидродинамические связи различных пластов, - направление и расходы межпластовых перетоков, - работу интервалов в разрезе забоя скважин; - интервалы возможного образования гидратов природных газов в скважинах, шлейфах и сепараторах. Данные специальных исследований скважин и пластов используются для контроля, регулирования системы разработки, улучшения технико-экономических показателей работы промыслового оборудования, внедрения новой техники и технологии в добычу газа Газогидродинамические исследования скважин в комплексе с промыслово геофизическими, газоконденсатными и лабораторными исследованиями позволяют изучить: - геометрические параметры пластов и залежи; общие размеры газовых и газоконденсатных месторождений и подземных хранилищ газа; характер изменения общей и эффективной толщины пласта по площади и по размеру; границы пластов; форму залежи и экранов, а также непроницаемых пропластков; положение контактов "газ-нефть" при наличии нефтяной оторочки, "газ-вода" и их изменения в процессе разработки; -коллекторские, механические и фильтрационные свойства пластов: пористость, проницаемость, проводимость, пьезопроводность, водонасыщенность, газонасыщенность; рабочие и максимально допустимые дебиты газа, конденсата, нефти и воды; сжимаемость пласта; пластовое, забойное и устьевое давления и температуры по площади и по разрезу пласта и их изменения в процессе разработки с учетом конструкции скважин, режимов залежи и эксплуатации скважин; -физико-химические свойства газов и жидкостей; вязкости, плотности, давления начала конденсации и максимальной конденсации; составы газа, конденсата и нефти, коэффициенты сверхсжимаемости газа и усадки конденсата и нефти, влажности газа, характеристики пластовой и конденсационной вод, агрессивные свойства газа, нефти, конденсата и воды; условия образования гидратов и характер их изменения при различных давлениях и температурах; -состояние и изменение в процессе разработки условий работы ствола и забоя эксплуатационных и нагнетательных скважин; -характер изменения фазовых состояний при движении газа в пласте, стволе скважины и наземных сооружениях в процессе разработки месторождения; - условия скопления и выноса жидкости и твердых примесей из забоя скважины, наличие псевдосжиженной пробки в скважине, влияние процесса пробкообразования и очищения забоя на производительность скважин и коэффициенты фильтрационных сопротивлений и др. Основная часть перечисленных параметров и характеры их изменения определяются при помощи газогидродинамических исследований скважин при стационарных и нестационарных режимах фильтрации газа и газоконденсатной смеси. Параметры пласта, определяемые при помощи геофизических и лабораторных методов исследования скважин и образцов породы, характеризуют участок, непосредственно прилегающий к стволу скважины, и дают возможность изучить их послойное распределение по толщине пласта. Газогидродинамические методы позволяют определить, как правило, средние параметры как призабойной зоны, так и более удаленных участков пласта. Для получения более детальной информации газогидродинамическими методами следует проводить поинтервальное и специальные исследования скважин. В настоящее время разработаны методы, позволяющие использовать все процессы, происходящие в газовых, газоконденсатных и газонефтяных скважинах с момента их пуска до полного восстановления давления после закрытия, для определения параметров пласта и скважины. К этим процессам относятся: восстановление давления после закрытия скважины; стабилизация давления и дебита после ее пуска в работу на конкретном режиме с определенным диаметром проходного сечения штуцера или диафрагмы и снятие индикаторной кривой, отражающей зависимость дебита от забойного давления при работе скважины на различных режимах. В частности, если скважина простаивает длительное время, то определяется пластовое давление, величина которого используется при обработке результатов исследования скважин при стационарных и нестационарных режимах фильтрации. Если скважина останавливается, то при этом снимается кривая восстановления давления, по которой определяются емкостные и фильтрационные параметры пласта. Если скважина пускается в работу, то при этом снимаются кривые стабилизации забойного и устьевого давлений и дебита и по этим кривым определяются коэффициенты фильтрационных сопротивлений и параметры пласта. Если на режиме стабилизации забойного давления и дебита наступила вторая фаза, то по этим результатам определяются и запасы газа месторождения. Если скважина эксплуатируется на определенном режиме, то эти данные могут быть использованы при испытании скважин методом установившихся отборов, а также при определении термобарических параметров скважины и обработке кривых восстановления давления. Если скважина вскрывает пласт с низкими коллекторскими свойствами, то данные этого стабилизированного режима могут быть использованы для определения истинного значения коэффициента сопротивления а. Таким образом, видно, что при любом состоянии газовых и газоконденсатных скважин можно получить информацию, используемую в дальнейшем при определении различных параметров пласта и скважины. 1.4 Методы газогидродинамических исследований Теоретической основой современных газогидродинамических методов исследования скважин и определения параметров пласта является решение обратных задач подземной газогидродинамики. Развитие этих методов шло в направлении решения обратных задач фильтрации газа и газоконденсатной смеси, а также газонефтяной смеси при стационарных и нестационарных режимах и при линейном и нелинейном законах сопротивления. Поэтому целесообразно газогидродинамические методы исследования скважин разделить на две группы: исследования скважин при стационарных режимах фильтрации и исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации: 1) Исследования скважин при стационарных режимах фильтрации применяют с начала 40-х годов. По результатам этих исследований определяют: - зависимость дебита скважин газа, конденсата, нефти и воды о г депрессии на пласт; в подземных хранилищах газа и при обратной закачке сухого газа на газконденсатных и газонефтяных месторождениях приемистость пласта от депрессии на пласт; - зависимость дебита скважины от температуры; - условия разрушения, загрязнения и очищения призабойной зоны пласта; скопления и вынос жидких и твердых примесей на забое скважины; - распределение давления и температуры газа в пласте и в стволе газовых, газоконденсатных и газонефтяных скважин при различных режимах эксплуатации с учетом их конструкции; - коэффициенты фильтрационных сопротивлений, несовершенств по степени и характеру вскрытия, а также гидравлического сопротивления забойных оборудований и лифтовых труб; - эффективность проведенных работ по интенсификации притока газа к скважине; - технологический режим эксплуатации скважин; - фильтрационные параметры газонефтеводонасыщенных интервалов; - потенциальные возможности скважин по дебиту; 2) Исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации позволяют получить ряд важных параметров пласта, которые методом установившихся отборов определить невозможно. Исследование скважины при нестационарных режимах фильтрации заключается в снятии и обработке кривых восстановления давления после остановки скважины и стабилизации забойного и устьевого давлений и дебита скважины после пуска в эксплуатацию. К исследованию скважин при нестационарных режимах фильтрации относятся также, перераспределение давления при постоянном дебите и дебита при постоянном забойном давлении, перераспределение давления в реагирующих скважинах при пуске или остановке возмущающей скважины, изменение дебита и давления в процессе эксплуатации скважины (вторая фаза процесса стабилизации давления). Однако отсутствие необходимой точности измерительных приборов не позволило широко использовать все нестационарные методы исследования газовых и газоконденсатных скважин. Отставание технических средств измерения изменения давления и дебита при пуске и остановке скважин от теоретических основ исследования при нестационарных режимах фильтрации ограничивает их применение на всех месторождениях независимо от фильтрационных свойств этих месторождений. Причем качественного скачка в точности измерения давления и дебита скважин можно добиться путем новых принципов измерения, использования других физических параметров, изменения используемых материалов и т.д. Выпускаемые в настоящее время технические средства являются лишь усовершенствованной разновидностью приборов, применяемых в нефтяных скважинах уже 30 лет и более. Изготавливаемая нашей промышленностью микропроцессорная техника позволяет создавать уникальные по габаритам и точности глубинные и наземные средства измерения давления, перепада давления, скорости потока, плотности газа, температуры, диаметра труб и других параметров газа и ствола скважины. Повышение точности приборов, применяемых на газовых и газоконденсатных скважинах, позволит использовать данные, фиксируемые при их пуске и остановке, а также реакцию на эти процессы соседних скважин. Это позволит расширить возможность получения информации о параметрах пласта, скважины и о добываемой продукции и повысить точность и надежность этих параметров на всех газовых и газоконденсатных месторождениях. 3. Особое значение имеют комплексные исследования скважин, включающие: газогидродинамические методы при стационарных и нестационарных режимах фильтрации газа; промыслово-геофизические исследования продуктивного разреза, определение эффективной толщины пласта, связи между продуктивными пластами, их пористости, проницаемости и насыщенности, изменения газонасыщенности в процессе разработки и т.п.; газоконденсатные исследования в промысловых и лабораторных условиях; исследования образцов породы из различных интервалов и проб газа, нефти, конденсата и воды. Эти исследования позволяют определить неоднородности продуктивного разреза и использовать эту информацию при прогнозировании добычи газа, нефти, конденсата и воды; оценить возможность обводнения скважин и степень истощения всего эксплуатационного объекта; прогнозировать потери и извлечения конденсата, возможные улучшения или ухудшения продуктивности скважин; необходимость ингибирования скважины; возможность образования песчаной пробки и других параметров пласта и скважины в процессе разработки газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений. 2. Приборы и оборудование, применяемые при исследовании скважин В процессе газогидродинамических исследований возникает необходимость измерения дебита, а также давления и температуры на различных глубинах. Для точного определения абсолютных значений давлений и температур в простаивающей и работающей скважине применяют глубинные приборы, которые могут устанавливаться в любой точке скважины. Глубинные приборы спускают в скважину с помощью специальных лебедок на проволоке, кабеле или же с колонной труб, специальным инструментом. В зависимости от способа регистрации показаний эти приборы подразделяются на автономные – показания регистрируются в самом глубинном приборе; дистанционные – показания передаются на дневную поверхность и регистрируются вторичными приборами. Давление на устье скважины и в узле измерения дебита (ДИКТе) измеряют пружинными показывающими манометрами типа МО и НТИ. Пластовые и забойные давления, а также давления на любых глубинах в стволе скважины между устьем и забоем измеряются и регистрируются глубинными манометрами. В процессе проведения газогидродинамических исследований измерение температуры проводится на устье и по стволу скважины. На устье скважины используются термометры расширения жидкостные (ртутные и спиртовые), устанавливаемые в специальные карманы, предусмотренные в фонтанной арматуре и в обвязке узла измерения дебита. Цена деления применяемого термометра не должна превышать 0,5 0С. Температура газа в стволе скважины измеряется глубинными термометрами с местной или дистанционной регистрацией показаний. По принципу действия их можно разделить на следующие группы: - динамометрические термометры, в которых для измерения температуры используется тепловое расширение тел; - манометрические термометры, использующие зависимость изменения давления от температуры вещества, находящегося в сосуде постоянного объема; - манометрические термометры, заполненные жидкостью с насыщенными парами; - термометры сопротивления, в которых меняется сопротивление чувствительного элемента в зависимости от температуры; - частотные емкостные термометры, в которых с изменением температуры меняется частота колебательного контура. Для определения расхода (дебита) природного газа в промысловой практике используются расходомеры переменного перепада давления. Принцип действия данных устройств основывается на измерении перепада давления, создаваемого вследствие протекания жидкого или газообразного вещества через сужающее устройство, установленное в трубе. Течение газа или жидкости через сужающее устройство ведет к переходу части потенциальной энергии давления в кинетическую, при этом средняя скорость движущегося потока в месте сужения значительно повышается. В этой связи статическое давление после сужающего устройства становится меньше, чем перед ним. Получаемая при этом разность давлений зависит от расхода и служит мерой расхода. Расходомеры состоят из двух основных узлов: устройства, в котором монтируется диафрагма, сопло, штуцер и др. и дифференциального манометра, с помощью которого измеряются (показываются, записываются, передаются) перепады давления на диафрагме (сопло и др.) и давления перед сужающим устройством. Поскольку большинство параметров, необходимых для расчета расхода, берется из показаний дифференциального манометра, весь узел расходомера часто называют "дифманометром". В газовой промышленности наибольшее распространение нашли поплавковые, мембранные и сильфонные дифманометры. Диафрагма имеет вид тонкого металлического диска с круглым отверстием с острой кромкой со стороны входа потока, а с другой стороны фаску, выполненную под углом 30-450. Заключение В ходе выполнения мною данного реферата , мне пришлось столкнутся с очень важными особенностями исследования скважин, в данном случае газовых, и обработки их результатов. Для себя я отметил, что цель исследования заключается в получении информации о: - продуктивная характеристика скважины; - свойства пластового флюида; - фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны скважины и прилегающих участков продуктивного пласта. Эта информация, получаемая нами непосредственно при определении либо оценке результатов комплексных исследований скважин, сводится к следующим параметрам: - термобарические параметры (пластовые, забойные, устьевые давления и температуры); - гидродинамические и термодинамические условия в стволе скважины; - условия скопления и выноса жидкости и твердых примесей с забоя скважины; - физико-химические свойства газа и жидкостей (вязкость, плотность, коэффициент сверхсжимаемости, содержание в пластовом флюиде конденсата, воды, отдельных компонентов), и т.д. Список литературы 1. Ахметов С. А., Ишмияров М. Х., Кауфман А. А. Технология переработки нефти, газа и твердых горючих ископаемых; Недра - Москва, 2009. - 844 c. 2. Бакиров А.А., Бакиров Э.А. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти газа. В 2т. Кн. 1. Теоретические основы прогнозирования нефтегазоспособности недр. Бакиров А.А., Бакиров Э.А.; Недра - Москва, 2012. - 467 c. 3. Вержичинская С. В., Дигуров Н. Г., Синицин С. А. Химия и технология нефти и газа; Форум - Москва, 2011. - 400 c. 4. Грабчак Л.Г., Багдасаров Ш.Б., Иляхин С.В., др. Горноразведочные работы; Высшая школа - Москва, 2003. - 664 c. 5. Евдокимов А. В., Симанкин А. Г. Сборник упражнений и задач по маркшейдерскому делу; Издательство Московского государственного горного университета - Москва, 2004. - 304 c. 6. Елкин С. В., Гаврилов Д. А. Инженерно-техническое творчество в нефтегазовой отрасли; - , 2014. - 368 c. 7. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений; Книга по Требованию - Москва, 2012. - 332 c. |