Технология исследования вертикальных скважин на стационарных режимах фильтрации

Основными условиями выполнения метода исследования скважин на стационарных режимах фильтрации являются:

1. Полная стабилизация забойного давления и дебита на каждом режиме.

2. Полное восстановление давления между режимами.

3. Получение зависимости между депрессией на пласт и дебитом в широком диапазоне их изменения.

Проведенные расчеты на модели фрагмента сеноманской залежи показали, что минимальное время для стабилизации режима равно t_ст=1,29 суток.

Если исследование скважины на стационарных режимах фильтрации осуществлять на 5-ти режимах скважина должна работать 6,45 дней через факельную линию. Кроме того, между режимами и перед началом исследования на стационарных режимах из-за необходимых 5-ти остановок скважина 6,45 дней должна быть закрытой для восстановления давления. По потерям газа и по продолжительности процесса исследования на стационарных режимах рассматриваемый метод является нецелесообразным.

Последовательность выполнения операций при исследовании скважины на стационарных режимах фильтрации схематично показана на рисунке 4.2.

При исследовании скважины на 5-ти стационарных режимах снимаются 5 полноценных кривых восстановления давления (КВД) и 5 кривых стабилизации забойного давления и дебита (КСДиД) после пуска скважины на каждом режиме.

 

 

 

Рисунок 4.2 – Последовательность операций при исследовании скважины на стационарных режимах фильтрации:

1 – 12 точки замеров давления, температуры и дебита скважин; – соответственно время необходимое для полной стабилизации и восстановления забойного давления. Продолжительность процессов и по сеноманской залежи для фрагмента приходящегося на долю скважины равно 1,29≤t_ст≤3,6 сут.

 

При исследовании скважины на стационарных режимах фильтрации необходимо составить программу исследования и подготовить перечень необходимого оборудования. Программа должна быть утверждена главным геологом предприятия. Эта программа должна включать:

1. Остановку скважины перед началом исследования на стационарных режимах фильтрации. Пред остановкой скважины необходимо фиксировать забойное (устьевое) давление, температуру газа на устье (буфере) и дебит скважины. Эти данные необходимы для обработки КВД.

2. С момента остановки снять КВД до полного восстановления давления на устье, т.е. до давления Р_у.ст за время t.

3. Затем пустить скважину в работу с дебитом Q₁ и депрессией DP₁ на 1-ом режиме. С момента пуска скважины до полной стабилизации забойного давления и дебита на 1-ом режиме снять кривые стабилизации забойного давления и дебита. Замеры давления на устье и на ДИКТ должны быть проведены манометрами с классом точности 0,001 МПа.

4. В конце работы скважины на 1-ом режиме, когда давление и дебит на этом режиме стабилизировались, зафиксировать время t_к (конец стабилизации) и определить соответствующие этому моменту времени забойное давление Р_з1(t_к) и дебит газа Q₁(t_к), а также температуру на устье Т_у1(t_к).

5. По окончании 1-го режима остановить скважину для восстановления давления и в процессе восстановления давления снять КВД до полного восстановления, т.е. для Р_у.ст за время t_п. Продолжительность процесса восстановления должна быть равной продолжительности стабилизации забойного давления после пуска скважины в работу.

6. После достижения полного восстановленного давления за время t_пв1 включить скважину в работу на 2-ом режиме с дебитом и депрессией на пласт Q₂ и DP₂ и снять кривые стабилизации забойного давления и дебита на 2-ом режиме до достижения значений P_з2(t_k) и Q₂(t_k). Зафиксировать при этом кроме Р_з2(t_k) и Q₂(t_k) и температуру газа на устье Т_у2(t_k).

7. По окончании процесса стабилизации остановить скважину для восстановления давления. В процессе восстановления давления за время t_п снять КВД до достижения давления на устье Р_у.ст.

8. Включить скважину в работу на 3-ем режиме с дебитом и депрессией на пласт Q₃(t_k)≥Q₂(t_k) и DP₃(t_k)≥DP₂(t_k) или Р_у3(t_k)≤Р_у2(t_k) с последующим пересчетом устьевых давлений на забойные. В процессе снижения давления и дебита после пуска на 3-ем режиме снять кривые стабилизации забойного (устьевого) давления и дебита до полной стабилизации этих параметров, т.е. до Р_з3(t_k) и Q₃(t_k).

9. По окончании процесса стабилизации забойного (устьевого) давления и дебита к моменту t_k остановить скважину и снять КВД после 3-го режима за время t_пв3 до достижения устьевого давления Р_уст.

10. Включить скважину в работу на 4-ом режиме с дебитом и забойным давлением Q₄(t_k)≥Q₃(t_k) и DP₄(t_k)≥DP₃(t_k) или Р_у4(t_k)≤Р_у3(t_k). После пуска скважины снять кривые стабилизации забойного давления и дебита на 4-ом режиме до момента полной стабилизации t_k, что означает конец процесса стабилизации. В этот момент времени зафиксировать забойное (устьевое) давление Р_з4(t_k), дебит Q₄(t_k) и температуру газа на устье Т_у4(t_k).

11. По завершении процесса стабилизации на 4-ом режиме закрыть скважину на восстановление давления на время t_п4. В процессе восстановления давления снять КВД до достижения на устье давления Р_у.ст.

12. Пустить скважину в работу на 5-ом режиме после достижения на устье Р_у.ст с дебитом и депрессией на пласт Q₅(t_k)≥Q₄(t_k) и DP₅(t_k)≥DP₄(t_k) или Р_у5(t_k)≤Р_у4(t_k). В процессе стабилизации режима снять кривые стабилизации забойного давления Р_з5(t_k) и дебита Q₅(t_k) до достижения полной стабилизации за время t_k.

13. По завершении процесса стабилизации на 5-ом режиме закрыть скважину на восстановление давления или же включить ее в промысловый коллектор с тем технологическим режимом, который предусмотрен проектом разработки.

Таким образом, при исследовании скважины на 5-ти стационарных режимах будут получены 5 кривых восстановления давления, включая КВД перед началом исследования скважины методом установившихся отборов, и 5 кривых стабилизации забойного давления и дебита. Эти материалы должны быть обработаны для определения параметров пласта и коэффициентов фильтрационного сопротивления согласно методике, изложенной ранее и оформлены по формам, представленным в приложении.

Главными результатами исследований на стационарных режимах фильтрации являются:

1. Определение истинных коэффициентов фильтрационного сопротивления а _г и b _г и их сопоставление с этими же коэффициентами, определенными из кривых стабилизации забойного давления и дебита.

2. Проверка коэффициента а, определенного из линейной зависимости между DP²= а _г(t_р)×Q, и установление погрешности величины коэффициента а _г.ист(t_р) при замене стандартных исследований однорежимным.

3. Установление зависимости между депрессией на пласт и дебитом, используемой при обосновании технологического режима работы скважины.

4. Получение зависимости между депрессией на пласт и количеством жидких и твердых примесей при различных депрессиях на пласт.

5. Установление зависимости между дебитом, забойным и устьевым давлениями для оценки потерь давления по стволу при заданной (имеющейся) конструкции скважины.

6. Определение коэффициента продуктивности пласта.

7. Определение параметров пласта, в частности проницаемость k и проводимость kh/m по известной величине а _г.ист.

4.4 Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления а и b

Коэффициенты фильтрационного сопротивления а и b зависят от:

- состава и свойств газа и газоконденсатной смеси, фазовых переходов в процессах испытания и эксплуатации скважин; механических, емкостных и фильтрационных свойств пористой среды, анизо­тропии пласта; продолжительности процесса испытания на отдельных режимах; термобарических параметров пористой среды и газа; конструкции скважины и степени совершенства вскрытия пласта; качества вскрытия продуктивного разреза, промывочного раствора и др.

Определение коэффициентов а и b является одной из основных задач исследования скважин на стационарных режимах фильтрации.

При исследовании скважины на стационарных режимах фильтрации следует фиксировать статическое давление перед пуском скважины, процесс стабилизации давления и дебита, давления, дебита и температуры, а после стабилизации и процесс восстановления давления после закрытия. Этот комплекс информации при соответствующей обработке позволяет определить большое число фильтрационных, емкостных характеристик пласта и технологических параметров ствола скважины.

После достижения Р_ст скважину пускают в работу на новом режиме, отличающемся от первого большим дебитом и меньшим забойным давлением. На втором режиме, так же как и на первом, регистрируются процессы стабилизации забойного давления и дебита, параметры после стабилизации режима и процесс восстановления давления до достижения Р_ст.

Аналогичным образом фиксируются значения давления, дебита и темпе­ратуры на последующих режимах, число которых должно быть обосновано в проектах разработки и регламентах. Характер изменения давления при исследовании скважины на стационарных режимах фильтрации показан на рисунке 4.2. Если запланировано исследо­вание скважины методом установившихся отборов на 5 режимах, то это означает, что имеем 5 кривых стабилизации давления и дебита, 5 значений установившихся различ­ных по величине забойных давлений и дебитов, 5 кривых восстановления давления. Обработка этих данных позволяет определить режим работы скважины; коэффи­циенты фильтрационного сопротивления тремя способами - по индикаторной кривой, по кривым стабилизации давления и дебита и по сочетанию забойных давлений и дебитов без использования пластового давления; проводимость тремя методами; ухудшения или улучшения параметров призабойной зоны; пьезопроводность пласта; наличие экранов и ухудшений параметров пласта за пределами призабойной зоны; емкостные параметры пласта; приведенный радиус скважины и др.

При исследовании скважин на стационарных режимах необходимо: наблюдать за давлением в межколонном пространстве; замерять давление, температуру, дебит газа, воды, кон­денсата; определять количество твердых примесей.

В формуле притока газа к скважине (4.3) имеются два неизвестных коэффициента сопротивлений а и b. При извест­ных значениях величин пластового и забойного давлений и дебитов для аналитического метода определения этих коэффициентов необходимо как минимум два уравнения притока.

Коэффициенты а и b определяются графическим и аналитическим методами.

Графический ме­тод определения коэффициентов а и b показан на рисунке 4.3. Для этого по данным испытания определяются Р_пл, Р₃ и Q. Рассчитываются значения Р²_пл–Р²_з на различных режимах. Затем строится зависимость между ΔР² и Q, названная индикаторной кривой, которая должна проходить через начало координат. Обработка данных в координатах ΔР²/Q от Q позволяет определить из графика коэффициент а как отрезок, отсе­каемый на оси ΔР ²/Q и коэффициент b как тангенс угла нак­лона прямой.

При значительном числе точек (режимов исследования скважин) коэффициенты фильтрационных сопротивлений могут быть определены и аналитическим методом. Считается целесообразным использовать метод наименьших квадратов при числе режимов, превышающем 10. Формулы для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления по этому методу имеют вид:

(4.11)

(4.12)

где N –общее число режимов.

В тех случаях, когда пластовое давление неизвестно, результаты испытания могут быть обработаны в координатах (Р²_зi–P²_зn)/(Q_n–Q_i) от Q_n+Q_iкоэффициенты а и b и определены как графически, так и численно. Для определения коэффициентов а и b численным методом при неизвестном пластовом давлении следует пользоваться формулами:

(4.13)

(4.14)

где N – число сочетаний, определяемое по формуле

(4.15)

где m – общее число режимов; n – порядковый номер режимов.

Рисунок 4.3 – Зависимости ΔР² (1) и ΔP²/Q (2) от Q.

4.5 Факторы, влияющие на форму индикаторных кривых. Влияние неточности определения пластового и забойного давлений на форму индикаторных кривых

Формула (4.3), описывающая приток газа к скважине, идентична формуле пара­болы, проходящей через начало координат. Если кривая не проходит через начало координат, то это означает, что на уравнение притока влияют один или несколько параметров, связывающих ΔР² с дебитом скважины Q. Часть этих параметров измеряется, а другая – определяется.

К измеряемым параметрам относятся пластовое и забойные давления и дебиты скважины на различных режимах.

Искажающими форму индикаторных кривых факторами, прежде всего, являются ошибки, допускаемые при измерении (определении) пластового и забойного давлений и дебита на различных режимах, вызванные недовосстановлением давления или недостабилизацией давления и дебита.

1. Если измеренное пластовое давление Р^*_пл отличается от истинного Р_пл на величину δ₁, то истинное пластовое давление будет определено по формуле:

Р_пл = Р^*_пл + δ₁(4.16)

Для величины измеренного пластового давления уравнение притока будет иметь вид

Р^2*_пл–Р²_з = a Q+ b Q²–C_пл(4.17)

где

С_пл=2Р^*_пл·δ₁+δ²₁ (4.18)

Если неизвестно истинное значение пластового давления, то следует сначала результаты испытания скважины обработать в координатах Р^2*_пл–Р²_з от Q. При этом индикаторная кривая отсечет на оси ΔР*² отрезок, равный С_пл. Далее, зная С_пл, можно рассчитать δ₁, а коэффициенты фильтрационных сопротивлений определить графиче­ски из зависимости, построенной в координатах (ΔР*²+С_пл)/Q от Q. Формула для обработки результатов в этом случае имеет вид:

[Р^2*_пл–Р²_з+C_nл]/Q = a + b Q (4.19)

Вид индикаторной кривой при неточном определении пластового давления в координатах Р^2*_пл –Р²_з от Q показан на рисунке 4.4. Обработка индикаторных кривых в координатах [Р^2*_пл–Р²_з]/Q и [Р^2*_пл–Р²_з+C_nл]/Q от Q показана на рисунке 4.5.

Из этого рисунка видно, что при неправильном определении пластового давления индикаторная кривая, обработанная в координатах от Q, не позволяет определить коэффициенты a и b. Форма зависимости ΔР*² от Q и от Q свидетельствует о том, что либо пластовое давление занижено, либо забойное давление на всех режимах завы­шено. Оба эти случая приводят к получению индикаторной кривой, показанной на рисунке 4.4. Коэффициенты а и b определяются только в том случае, если индикатор­ная кривая обрабатывается с учетом С_пл. Результаты обработки по формуле (4.19) показаны линией 2 на рисунке 4.5.

2. Если измеренные давления P^*_3i на различных режимах отличаются от истинных на величину δ₂, то истинные забойные давления будут определяться формулой:

(4.20)

где δ_2i – ошибка, допущенная при измерении (определении) забойного давления на i-м режиме. Формула (4.20) предполагает, что измеренное забойное давление выше истинного. Если измеренное забойное давление ниже истинного Р_зi, то формула (4.20) примет вид:

(4.21)

 

Рисунок 4.4 – Зависимость ΔР*²_пл=Р^2*_пл–Р²_з от Q.

Рисунок 4.5 – Зависимости ΔР*²/Q (1) и (ΔР*²+C_m)/Q (2) от Q.

Следует под­черкнуть, что заниженное значение пластового давления и завышенные значения забойных давлений, а также завышенное значение пластового давления и заниженные значения забойных давлений приводят к одинаковому искажению формы индикаторной кривой. Если при определении пластового давления погрешность δ₁ имела одно-единственное значение для всех режимов, то при определении забойных давлений погрешности δ_2i могут быть на каждом режиме свои. Поэтому желательно при обработке результатов испытания определить δ₂ для каждого режима.

При использовании величин измеренных забойных давлений уравнение притока будет иметь вид:

(4.22)

где

(4.23)

Учитывая, что при Q=0 и Р_з=Р_пл, величину С_з0 можно определить по формуле:

(4.24)

Зная истинную величину Р_пл и С_з0, из графика от Q можно определить величину δ₂. По известным Р_зi и δ₂ нетрудно вычислить С_3i для каждого режима. Индикаторная кривая, построенная по измеренным величинам забойных давлений, показана на рисунке 4.6. Обработанная в координатах от Q кривая 1 показана на рисунке 4.7 и не позволяет определить коэффициенты а и b. С учетом поправки на неточность измерения P_3i обработка кривой в координатах от Qпоказана линией 2 на рисунке 4.7.

Рисунок 4.6 – Зависимость ΔР*²_пл=Р^2*_пл–Р²_з от Q.

 

Рисунок 4.7 – Зависимости ΔР*²/Q (1) и (ΔР*²+C_з0)/Q (2) от Q.