СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
METHOD FOR SURVEY OF GAS AND GAS-CONDENSATE WELLS

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при проведении газогидродинамических исследований скважин.
Известен способ газодинамического исследования газовых и газоконденсатных скважин, где сепарацию продукции, замер дебита газа и выносимых жидких и твердых фаз и отбор их проб осуществляют на устье скважины [1]. Технологическим недостатком способа является то, что до стабилизации измеряемых газодинамических параметров газожидкостный поток направляют на факельную линию или в шлейф, а с момента стабилизации измеряемых параметров газожидкостный поток переводят на сепаратор, вследствие чего газодинамический режим исследуемой скважины, давления, температуры и, соответственно, дебит газа в процессе накопления жидких и твердых фаз изменяются, что не позволяет качественно и представительно проводить газовые и газоконденсатные исследования. Техническим недостатком является значительная металлоемкость сепарационного оборудования, необходимость наличия дорог с твердым покрытием для транспортировки оборудования. Экономическим недостатком способа являются значительные трудозатраты при транспортировке и монтаже сепаратора, а также емкости сбора жидких и твердых фаз. Все это приводит к ограничению применения способа или вообще невозможности его осуществления на скважинах, находящихся в труднодоступных районах Крайнего Севера.
Известен также, принятый за прототип, способ газодинамического исследования газовых и газоконденсатных скважин, включающий сепарацию продукции скважины, замер дебита газа и объема выносимых твердых и жидких фаз, замер устьевых давлений и температур на устье скважины на нескольких установившихся режимах, проводимый до стабилизации всех замеряемых параметров [2]. Известный способ имеет следующие недостатки. С момента пуска и до стабилизации измеряемых газодинамических параметров дебит газожидкостной смеси и, соответственно, удельное содержание жидких и твердых фаз в потоке газа скважины изменяются. Дебит газа в момент пуска скважины максимальный, а удельное содержание жидких и твердых фаз в потоке газа минимально, или данный момент отсутствует. Через время, необходимое для выноса жидкой фазы с забоя скважины, на устье скважины отмечается «лавинный выброс» жидкости. В этот момент удельное содержание жидкости максимально, а дебит газа минимальный. Далее, дебит жидкости снижается и стабилизируется, а дебит газа, наоборот, увеличивается. Вынос механических примесей (твердых фаз) фиксируется позже, и их зависимость имеет аналогичный характер. Стабилизация дебита газа происходит после стабилизации выноса жидких и твердых фаз, давлений и температуры на устье скважины. Эти процессы связаны с частичным очищением забоя скважины на исследуемом режиме. Данные негативные факторы влияют на замеренные объемы жидких и твердых фаз и, соответственно, на определение удельного содержания жидких и твердых фаз в потоке газа при проведении газовых и газоконденсатных исследований. Кроме этого, при значительном содержании жидких и твердых фаз в потоке газа, а также вследствие «лавинного выброса», происходит переполнение емкости сбора жидких и твердых фаз. Переполнение происходит быстрее, чем наступает стабилизация измеряемых газодинамических параметров. Режим нарушается и скважину останавливают. По этой причине провести исследования газовых и газоконденсатных скважин со значительным содержанием жидких и твердых фаз на режимах, обеспечивающих их вынос с забоя скважины, по известному способу не представляется возможным.
Задачей, на решение которой направлен предполагаемый способ, является повышение эффективности газодинамических исследований при прогнозировании процессов обводнения, накопления механических примесей на забое скважин эксплуатационного фонда, а также выдаче своевременных заключений и рекомендаций на проведение капитального ремонта скважин.
Для достижения названного технического результата в предлагаемом способе газогидродинамического исследования газовых и газоконденсатных скважин, включающем сепарацию продукции скважины, замер дебита газа и объема выносимых твердых и жидких фаз, замер устьевых давлений и температур на устье скважины на нескольких установившихся режимах, проводимый до стабилизации всех замеряемых параметров, отличающемся тем, что на каждом режиме с момента пуска и до остановки режима записывают кривые стабилизации устьевых давлений и температур скважины, отделенные в сепараторе жидкие и твердые фазы направляют в герметичную емкость сбора жидких и твердых фаз и через трубопровод отводят к отсепарированному газу - в измеритель дебита газа, и далее газожидкостную смесь по трубопроводу направляют в шлейф или на факельное устройство, а с момента стабилизации устьевых давлений и температур на устье скважины на сепараторе и на измерителе дебита газа закрывают трубопровод отвода жидких и твердых фаз, фиксируют время начала накопления жидких и твердых фаз в емкости сбора жидких и твердых фаз, производят замер дебита отсепарированного газа, останавливают режим, отмечают время остановки режима, замеряют объемы накопившихся жидких и твердых фаз за режим, меняют режим.
Отличительными признаками предлагаемого способа является то, что накопление отсепарированных объемов жидких и твердых фаз (жидкости, механических примесей) и замер отсепарированного объема газа производят с момента стабилизации измеряемых газогидродинамических параметров скважины и до остановки режима, что повышает точность и достоверность газогидродинамических исследований. А до стабилизации измеряемых параметров газ, жидкие и твердые фазы - газожидкостная смесь, поступают на измеритель дебита газа, что не нарушает параметры газодинамического режима.
Предлагаемый способ поясняется чертежами: фиг.1-4. На фиг.1 показана сущность проведения способа. После пуска скважины 1 на исследуемом режиме (режим скважины устанавливают с помощью диафрагмы заданного диаметра) газожидкостная смесь по трубопроводу 2 поступает в сепаратор 3, где из газа отделяют жидкую и твердую фазу, которая по трубопроводу 7 с частью потока газа направляют в герметичную емкость для сбора жидких и твердых фаз 9 и, далее, по трубопроводу 10 через вентиль 8 в трубопровод 4. В трубопроводе 4 жидкую и твердую фазу смешивают с очищенным газом, поступающим из сепаратора 3, и направляют в измеритель дебита газа 5. Из измерителя дебита 5 газожидкостную смесь по трубопроводу 6 направляют в шлейф, и далее на установку подготовки газа для транспорта газа, или на факельное устройство для сжигания. После стабилизации давлений, температур и дебита газа на устье скважины, на сепараторе и на измерителе дебита газа вентиль 8 закрывают. Отмечают время начала накопления жидких и твердых фаз в емкости для сбора жидких и твердых фаз 9. Продолжают осуществлять регистрацию давлений и температур на устье скважины 1, на сепараторе 3 и на измерителе дебита газа 5. По замеренным параметрам на измерителе дебита газа 5 определяют дебит скважины на режиме. После фиксации стабилизированных устьевых давлений и температур и определения дебита режим останавливают - закрывают задвижку на скважине, которой перекрывают газожидкостный поток, поступающий на сепаратор. В сепараторе 3 и в емкости для сбора жидких и твердых фаз 9 стравливают давление. Замеряют объемы жидких и твердых фаз. Далее меняют диафрагму для смены режима. Пускают скважину на следующем режиме.
Порядок определения дебита изложен в главах IV.7 и VI.3.1 «Инструкции по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин» [1].
Дебит скважины при эксплуатации скважины в шлейф с применением дифманометров расходомеров рассчитывают по формуле:
г
t
1
1
отн
3
где Q - измеренный дебит газа на режиме, тыс н. м/сут; входящие в формулу коэффициенты α, ε, k, k, d определяют в соответствии с методикой, изложенной в главе VI.3.1., параметры p, Н, Т, - замеряют, ρ - берется по составу газа; z - коэффициент сверхсжимаемости газа рассчитывают в соответствии с методикой, изложенной в главе III «Инструкции по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин» [1]. Для более точного определения дебита газовой скважины необходимо пользоваться «Правилами измерения расхода жидкостей, газов и паров стандартными диафрагмами и соплами» [2].
Дебит скважины при эксплуатации скважины на факельное устройство с применением диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТ) рассчитывают по формуле:
г
дикт
дикт
ад
отн
дикт
3
где Q - измеренный дебит газа на режиме, тыс н. м/сут; С - коэффициент, определяемый по методике [1] и зависящий от диаметра диафрагмы; Р - абсолютное давление на ДИКТе, замеренное с момента стабилизации на скважине устьевых и забойных параметров, ата; Δ - поправочный коэффициент для учета изменения показателя адиабаты реального газа; ρ - относительная плотность газа по воздуху; Т - абсолютная температура газа перед диафрагмой, замеренная с момента стабилизации на скважине устьевых и забойных параметров, К; Z - коэффициент сверхсжимаемости газа [1]. Если дебит газа измеряют другим прибором или устройством, то дебит определяют согласно инструкции по эксплуатации данного прибора или устройства.
Объем выпущенного газа при исследовании скважины на режиме рассчитывают по формуле:
г
г
реж.стаб
3
3
где V - объем выпущенного газа с момента стабилизации измеряемых параметров до остановки режима при исследовании скважины, м; Q - измеренный дебит газа на режиме, тыс н. м/сут; t - время замера с момента стабилизации измеряемых параметров до остановки режима при исследовании скважины, минут.
Удельное содержание жидкости (жидкой фазы) при исследовании скважины на режиме рассчитывают по формуле:
ж
ж
реж.стаб
г
3
3
3
3
где W - удельное содержание жидкости (жидкой фазы) на режиме при исследовании скважины, см/м; V - объем замеренной жидкости (жидкой фазы) на режиме при исследовании скважины за время t, см; V - объем выпущенного газа с момента стабилизации измеряемых параметров до остановки режима при исследовании скважины, м.
Удельное содержание механических примесей (твердых фаз) при исследовании скважины на режиме рассчитывают по формуле:
м.пр
м.пр
реж.стаб
г
3
3
3
3
где W - удельное содержание механических примесей (твердых фаз) на режиме при исследовании скважины, см/м; V - объем замеренных механических примесей (твердых фаз) на режиме при исследовании скважины за время t, см; V - объем выпущенного газа с момента стабилизации измеряемых параметров до остановки режима при исследовании скважины, м.
ж
м.пр
ж
м.пр
Объемы жидких и твердых фаз (V и V) замеряют лабораторной тарированной посудой. Для замера объемов V и V стравливают давление в сепараторе и в емкости сбора жидких и твердых фаз, и по частям сливают жидкость и механические примеси в лабораторную тарированную посуду. Выдерживают жидкую и твердую фазу до успокоения и выпадения механических примесей, далее жидкость отделяют и замеряют. Твердую фазу, выделенную из жидкости, собирают отдельно и измеряют объем более точной лабораторной тарированной посудой.
Предлагаемый способ осуществляют с помощью коллектора «Надым-1», предназначенного для газогидродинамических исследований скважин, который серийно выпускается заводом НПО «Тюменгазтехнология» [3].
реж.стаб
На фиг.2 показана схема реализации способа с помощью коллектора «Надым-1» 3 (сепаратора), которую осуществляют с помощью вентилей 8, 12 и трубок для отвода жидких и твердых фаз 10 из емкостей сбора жидких и твердых фаз 9 коллектора «Надым-1» 3 (фиг.2) в измеритель дебита газа скважины 5 - диафрагменного измерителя критического течения газа (ДИКТа) следующим образом. С момента пуска скважины и до стабилизации газогидродинамических параметров на устье скважины вентили 8 на емкостях сбора жидких и твердых фаз 9 коллектора «Надым-1» 3 и на ДИКТе 5 полностью открывают, а вентили 12 на трубках отвода жидких и твердых фаз 10 закрывают (фиг.2). За счет разницы давления входящего потока газожидкостной смеси в коллектор «Надым-1» 3 и давления газа в ДИКТе 5 отсепарированные жидкие и твердые фазы из емкостей сбора жидких и твердых фаз 9 коллектора «Надым-1» 3 через трубки отвода 10 вместе с частью потока газа поступают в ДИКТ 5, где смешиваются в газожидкостной поток. После стабилизации измеряемых газодинамических параметров скважины (фиг.3), стрелкой t отмечено начало режима, вентили 8 закрывают, а вентили 12 открывают для слива оставшихся жидких и твердых фаз в трубках отвода 10. Отмечают время и с этого момента начинают накопление объемов жидких и твердых фаз в емкостях сбора жидких и твердых фаз 9 коллектора «Надым-1» 3. После остановки режима и стравливания давления из коллектора «Надым-1» 3 замеряют объемы жидких и твердых фаз. Для этого открывают вентили 12 и по частям сливают жидкие и твердые фазы в лабораторную тарированную посуду. Далее меняют диафрагму на ДИКТе для смены режима. Пускают скважину на следующем режиме.
Рассчитывают по замеренным параметрам дебит скважины и объем выпущенного газа в соответствии с методиками «Инструкции по комплексному исследованию- газовых и газоконденсатных пластов и скважин», изложенных в главах III и IV [1]. Рассчитывают удельное содержание жидких и твердых фаз на исследованном режиме.
На фиг.3 представлен график изменения газогидродинамических параметров на исследуемом режиме при проведении исследований скважин с применением коллектора «Надым-1». На фиг.3 отмечено:
реж
t - время замера жидких и твердых фаз на исследуемом режиме с момента пуска и до остановки по известному способу;
реж.стаб
t - время замера жидких и твердых фаз на исследуемом режиме с момента стабилизации измеряемых параметров до остановки режима при исследовании скважины по предлагаемому способу;
1 - давление на затрубном пространстве;
2 - давление на буфере скважины;
3 - давление на диафрагменном измерителе критического течения газа (ДИКТе);
4 - дебит газа на исследуемом режиме;
5 - температура газа на ДИКТе;
6 - удельное содержание жидкости (жидкой фазы) в потоке газа;
7 - удельное содержание механических примесей (твердой фазы) в потоке газа.
Из фиг.3 видно, что замер объемов жидких и твердых фаз начинают проводить после стабилизации измеряемых газодинамических параметров на устье скважины, тем самым, исключая влияние негативных факторов «лавинного выброса» жидких и твердых фаз в процессе очищения скважины на исследуемом режиме (фиг.3, зависимости 6 и 7).
ж
г
На фиг.4 представлены зависимости максимальных значений удельного содержания жидкости (W) от дебита газа (Q), которые возможно замерить, при проведении газогидродинамических исследований по известному (1) и предлагаемому (2) способу. Как видно из фиг.4, заявляемый способ (зависимость 2) дает возможность проводить газогидродинамические исследования, не увеличивая объема емкостей сбора жидких и твердых фаз коллектора «Надым-1», со значениями удельного содержания жидкости в потоке газа, от 4 до 10 раз большими, чем при проведении исследований по известному способу (зависимость 1). Это связано с тем, что после стабилизации измеряемых газодинамических параметров имеется возможность сократить время на накопление жидких и твердых фаз (фиг.3).
Предлагаемый способ можно применить практически на любом сепарационном устройстве. Способ позволяет повысить эффективность работ по прогнозированию процессов обводнения скважин, выдаче заключений и своевременных рекомендаций по проведению капитального ремонта скважин с целью поддержания и увеличения добычи газа за счет увеличения количества и качества исследованных скважин.
3
3
3
По предлагаемому способу в сентябре 2005 года были проведены газогидродинамические исследования 8 обводняющихся газовых скважин на месторождение Медвежье. Были получены данные, на основании которых были выданы своевременные рекомендации по установлению оптимальных технологических режимов эксплуатации и по проведению капитального ремонта скважин. Следует особо отметить, что проведение исследований без применения предлагаемого способа вообще не было бы возможным, так как удельное содержание жидкости при дебитах газа 171,65 н. тыс м/сут достигало 139,8 см/м. Благодаря предлагаемому способу были исследованы скважины с длительными режимами стабилизации измеряемых параметров, которые невозможно было бы исследовать из-за переполнения емкостей для сбора жидких и твердых фаз. Кроме этого, полученные данные показали, что значительно увеличилась информативность и достоверность газогидродинамических исследований скважин. За счет исключения влияния негативных факторов «лавинного выброса» жидких и твердых фаз в процессе очищения скважины на исследуемых режимах были более достоверно замерены давления, температуры, дебиты газа, объемы жидких и твердых фаз, которые необходимы для установления технологического режима эксплуатации скважин. На основании полученных данных предлагаемый способ был рекомендован к внедрению при проведении газогидродинамических исследований на месторождениях ООО «Газпром добыча Надым».
Источники информации
1. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин, под ред. Г.А.Зотова, З.С.Алиева. М., «Недра», 1980, с.116-118.
2. Патент РФ №2070289, опубл. 10.12.96 г.
3. «Руководство по исследованию скважин» Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. из-во «Наука», г.Москва, 1994 г., стр.499-503.