Андрій Горбатий. Начальник відділу з випробування, дослідження та освоєння свердловин ГК «Західнадрасервіс»
Дослідження газових і газоконденсатних свердловин
Газовий поклад є складною динамічною гетерогенною системою з властивими тільки їй специфічними властивостями. Спільним для всієї системи є її замкнутість, до якої входять історія геологічного розвитку регіону, розвідувальне та експлуатаційне буріння, розробка. Сучасна наукова технологія розробки газових і газоконденсатних родовищ базується на всебічному і детальному вивченні властивостей продуктивних пластів, газів і рідин, що містяться в них, а також вивченні складних процесів, що відбуваються в пластах при їх експлуатації.
Дослідження родовищ починається з моменту їх відкриття та триває до повного вироблення запасів газу і проводяться з метою одержання вихідних даних для складання проекту розробки родовища, вибору технологічного режиму експлуатації свердловин, аналізу і контролю за розробкою родовища, а також виявлення окремих факторів, які впливають як на продуктивну характеристику свердловин, так і на умови експлуатації свердловин і родовища в цілому.
Після виклику і отримання в свердловині припливу газу, очищення привибійної зони, починається процес газогідродинамічних досліджень. Він охоплює дослідження на усталених і неусталених режимах фільтрації.
Для реальної орієнтації в початкових статичному і пластовому тисках дослідження починають із неусталеного режиму фільтрації: очищають свердловину, давши їй необхідний час попрацювати на достатньо великій діафрагмі через компресорні труби (НКТ) і діафрагмовий вимірювач критичного витікання (ДВКВ) газу, що забезпечує винос із вибою свердловини рідкої фази. Після цього замірявши режимні параметри роботи свердловини (час, тиск, температуру, дебіт) закриваємо свердловину і знімаємо криву відновлення тиску( КВТ) - заміряємо статичний тиск.
Замірявши статичний тиск, по барометричній формулі Рпл= Рст е ,вираховуємо пластовий тиск, паралельно пластовий тиск заміряємо глибинним манометром, при цьому по стовбуру свердловини будуємо епюру тисків, по якій визначаємо наявність і рівень у свердловині рідини.
Продовження досліджень проводиться на усталених режимах фільтрації використовуючи метод послідовної заміни стаціонарного стану. Це дослідження проводиться на 3-ох -5-и режимах і 1-ому -2-ох контрольних режимах.
Дебіт газу вираховують за емпіричною формулою Qr=с•Рвим/VyzT.
За результатами досліджень на усталених режимах фільтрації і замірів статичного і пластового тисків будуємо залежності:
1. Рпл2-Рвиб2=f(г)-індикаторна крива.
2. Ртр., Рзтр., Рвиб.=f(г). 3. Рпл2-Рвиб2/Q.
Газодинамічні методи дослідження свердловин і продуктивних горизонтів базуються на залежності процесів перерозподілу в пласті тиску і витрати флюїду від колекторських властивостей пласта і складу продукції свердловини. В результаті проведення газодинамічних досліджень визначаються величини пластових та вибійних тисків, фільтраційно-ємнісні параметри пласта і привибійної зони, коефіцієнти фільтраційних опорів, значення вільного та абсолютно вільного дебітів газу, тощо.
Дослідження, як правило, мають дієву силу, коли їх виконують систематично, а результати обробляються за методиками, що найбільш відповідають процесам в реальному пласті.
Особливо важливе значення при проектуванні технологічних процесів видобутку газу та газоконденсату має повнота і точність інформації про фільтраційні властивості продуктивних пластів. Неповний об’єм цієї інформації – одна із причин недостатньої обґрунтованості при прийнятті рішень проектування технологічних процесів і, як наслідок цього, невдач при їх практичному здійсненні.
Відділом досліджень ГК «Західнадрасервіс» накопичений значний досвід в області газодинамічних досліджень пластів та свердловин. Тому виникла необхідність узагальнити цей досвід.
Цілі газодинамічних методів
дослідження свердловин
Основна мета дослідження покладів та свердловин - отримання інформації про них для підрахунку запасів газу, проектування, аналізу, регулювання розробки покладів та експлуатації свердловин. Дослідження починається відразу після відкриття покладів і триває протягом усього «життя» родовища, тобто здійснюється у процесі буріння та експлуатації свердловин.
Газодинамічні дослідження можна поділити на первинні, поточні та спеціальні.
Первинні дослідження проводять на стадії розвідки та дослідної експлуатації родовища. Завдання їх полягає у отриманні вихідних даних, необхідних для підрахунку запасів і проектування розробки.
Поточні дослідження здійснюють у процесі розробки. Їх завдання полягає в отриманні відомостей для уточнення параметрів пласта, прийняття рішень про регулювання процесу розробки, проектування та оптимізації технологічних режимів роботи свердловин та ін.
Спеціальні дослідження викликані специфічними умовами розробки покладу та експлуатації свердловин (використання внутрішньо-пластового горіння тощо).
Виділяють прямі та непрямі методи дослідження.
Гідрогазодинамічні методи дослідження свердловин і пластів за даними про величини дебітів рідин і газу, про тиски на вибоях або зміну цих показників, а також про пластову температуру в часі дозволяють визначати параметри свердловин. Визначення параметрів пластів за даними зазначених досліджень відноситься до так званих зворотних завдань гідргазодинаміки, при вирішенні яких за величинами, що вимірюються на свердловинах (дебіти, тиски, температура) встановлюються параметри пластів і свердловин (проникність, пористість, п'єзопровідність пласта, недосконалість свердловин та ін.).
Свердловинні дебіто і витратометричні дослідження дозволяють виділити в загальній товщині пласта працюючі інтервали та встановити профілі припливу у видобувних та поглинання у нагнітальних свердловинах. Зазвичай ці дослідження доповнюються одночасним вимірюванням тиску, температури, вмісту вологи потоку (частки води) та їх розподілу вздовж стовбуру свердловини.
Термодинамічні дослідження свердловин - дозволяють вивчати розподіл температури в тривало простоюючій (геотерма) і в працюючій (термограма) свердловині, по якій можна визначати геотермічний градієнт, виявляти працюючі та обводнені інтервали пласта, здійснювати аналіз температурних процесів у пласті, контролювати технічний стан свердловин та роботу підземного свердловинного обладнання. Витрато- і термометрія свердловин дозволяють також визначити місця порушення герметичності колон, перетікання між пластами та ін.
Метою гідрогазодинамічних досліджень на стадії промислової розвідки родовищ є отримання можливо повної інформації про будову та властивості пластів, необхідної для підрахунку запасів та складання проекту розробки.
За допомогою промислових досліджень можна отримати найбільш об'єктивні матеріали про комплекс гідрогазодинамічних характеристик пласта, оскільки вони ґрунтуються на вивченні аналітичних залежностей між доступними для безпосередніх вимірювань величинами, такими як пластові тиски, температури, дебіти і т.д.
Завдання визначення абсолютних значень цих величин з необхідною точністю, а також вивчення характеру їх зміни в часі та просторі (за розрізом і площею покладу) є основним завданням спеціальної галузі вимірювальної техніки, пов'язаної з проведенням вимірювань у свердловинах і названої глибинною. Методи та засоби глибинних вимірювань зазначених величин (вихідних параметрів) мають суттєві особливості, що визначаються як цілями та видом дослідження, так і специфічними умовами експлуатації приладів у різних свердловинах.
МЕТОДИ ГАЗОДИНАМІЧНИХ ДОСЛІДЖЕНЬ ГАЗОВИХ І ГАЗОКОНДЕНСАТНИХ СВЕРДЛОВИН ТА ОБЛАСТЬ ЇХ ЗАСТОСУВАННЯ
Промислові газодинамічні методи досліджень свердловин можна розділити на дві великі групи.
До першої групи відносяться методи дослідження свердловин на стаціонарному режимі фільтрації.
Друга група включає в себе методи дослідження на нестаціонарному режимі, відомі в нафтогазопромисловій практиці під загальною назвою дослідження свердловин за кривими відновлення тиску, які в свою чергу поділяться на наступні методи:
• без врахування припливу продукції з пластів у свердловину після її закриття;
• із врахуванням припливу продукції у свердловину після її закриття.
В результаті інтерпретації результатів газодинамічних досліджень тими чи іншими методами визначають фільтраційні параметри привибійної та віддаленої зон пласта:
• коефіцієнти фільтраційних опорів А, В;
• провідність;
• проникність k;
• п’єзопровідність;
• вільний та абсолютно вільний дебіти газу Qг.в. Qг.а.в;
• скін-ефект S;
• коефіцієнт досконалості;
Достовірність визначення фільтраційно-ємнісних характеристик пласта за результатами газодинамічних досліджень свердловин залежить від ряду факторів. Серед них особливо виділимо наступні: правильний вибір газодинамічної моделі та, відповідно, методики інтерпретації результатів; визначення області застосування тієї чи іншої методики; джерела можливих похибок.
При стаціонарній фільтрації для визначення пластового тиску, коефіцієнтів фільтраційних опорів, вільного та абсолютно вільного дебітів газу застосовуються методи:
– аналітичний;
– графічний;
– реальних газів;
– Роулінса.
Для визначення фільтраційно-ємнісних характеристик пласта, при дослідженні на нестаціонарних режимах фільтрації, в промислових умовах найбільш часто використовуються криві відновлення тиску (КВТ), обробка яких здійснюється відповідними методами:
• без врахування припливу флюїдів: дотичної, неоднорідного пласта; Хорнера, кінцевого пласта,
• із врахуванням припливу флюїдів: диференційний.
Вибір методу інтерпретації газодинамічних досліджень газових і газоконденсатних свердловин зображено на рисунку 1.
Очевидно, що кожний із згаданих методів відрізняється від інших якимись притаманними тільки йому ознаками, має свої визначені припущення та області застосування.
Методи: дотичної, Хорнера, кінцевого та неоднорідного пласта виходять з умови миттєвого припинення припливу флюїду в свердловину. При великій тривалості дослідження, коли приплив в свердловину незначний, фактична КВТ асимптотично наближається до прямої, яка б отримувалась при миттєвому перекритті свердловини. Для правильної інтерпретації КВТ вказаними методами необхідно використовувати пізню ділянку, тобто, дослідження завжди повинні бути тривалішими.
Ряд методів інтерпретації КВТ враховують передісторію роботи свердловини до зупинки. Одним із них є метод Хорнера, який базується на вирішенні основного рівняння для точкового джерела у нескінченному пласті. Приймається, що при зупинці приплив у свердловину миттєво припиняється. В силу прийнятих припущень зазначеним методом можна користуватись на ранній стадії розробки, коли пробурена невелика кількість свердловин з малим відбором газу з пласта.
В свердловинах, пробурених на пласти з низькою проникністю, спостерігається, як правило, продовження припливу газу тривалий час після їх закриття. В таких випадках для інтерпретації КВТ необхідно використовувати диференційний метод.
ВИСНОВКИ
В даний час промислові та геофізичні служби все ширше включають до комплексів свердловинних досліджень різні гідрогазодинамічні виміри в процесі випробувань продуктивних пластів. Це виправдано, оскільки гідрогазодинамічні методи досліджень пластів і свердловин разом із промисловими даними потенційно здатні інформаційно забезпечити процес контролю над енергетичним станом основних об'єктів експлуатації. Інформативність таких робіт зростає при виконанні одночасного контролю за поведінкою системи свердловина-пласт.
Зниження продуктивності свердловин та його малодебітність може бути зумовлена природними чинниками (низька проникність порід, мала товщина пласта) і штучними, пов'язаними із забрудненням привибійної зони пласта в процесі буріння та експлуатації. Якщо низький дебіт свердловини обумовлений експлуатаційними причинами, то передусім необхідно проводити роботи з відновлення продуктивності свердловини.
Газодинамічні дослідження є одним із найважливіших ланок методики оцінки пластів, тому дана тема привертає до себе багато уваги.
В даний час у ГК «Західнадрасервіс» розроблено та впроваджено у виробництво нові технології дослідження діючих свердловин- сучасні високоточні прилади для запису манометрї , термометрії та глибинної камери для запису відеокаротажу, за допомогою якого можна вирішити багато завдань.
• причину непрохідності приладів через ФА.
• негерметичність НКТ
• падіння дебіту газу ( виявлення пропантових пробок в НКТ)
• виявлення забруднення в інтервалі перфорації
• корозія НКТ
• зминання колони
та ряд інших завдань в залежності від складених ситуацій.
