Газо-гидродинамические методы исследования газовых скважин при стационарных и нестационарных режимах фильтрации

      Проницаемость пласта k=0,4Д=0,4*1,02*10^-12 м²; эффективный диаметр частиц пористой среды =0,1 мм=10^-4 м; пористость пласта m = 20 %.

     Плотность газа при атмосферном давлении

     Атмосферное давление

      Радиус контура области дренирования R_к=400 м, радиус скважины , мощность пласта  h=8м . Зависимость дебита от перепада давления при нарушении закона Дарси можно представить в виде:

     Где           

     

     

     Определим забойное давление:

     

              МПа 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     2.4 Оборудование для  газогидродинамических исследований газовых скважин

       Схемы обвязки устья скважины  могут быть различны в зависимости  от конструкции скважины, характеристик  месторождения, целей исследования  и т.д. Однако в любой схеме  необходимо предусмотреть измерение  дебита газа, конденсата и воды, давления и температуры на  устье скважины ( в фонтанных трубах и затрубном пространстве), а также возможность наблюдения за потоком газа с целью определения содержания в газе твердых частиц, воды, конденсата, глинистого раствора и т.д.

        Исследование газовых скважин  можно проводить как с подачей  газа потребителю в газопровод, так и с выпуском его в  атмосферу. Последний способ связан  с потерями газа, но при отсутствии  потребителя, особенно при исследовании  разведочных скважин,  пробуренных  на необустроенных месторождениях, приходится исследовать скважины с выпуском в атмосферу.

        В процессе исследования газовых  и  газоконденсатных скважин  применяют различные способы  измерения давления и дебита  газа.

        Давление на устье скважины  измеряют обычными пружинными  манометрами. Пластовое и забойное  давления измеряют глубинными  манометрами, но зачастую эти  давления приходится определять  по устьевому давлению расчетным  путем.

        Наиболее точно дебит газа  можно определить по  методу  сужения при помощи указывающих  и регистрирующих приборов  -  дифференциальных манометров; с  помощью диафрагменного измерителя  критического течения ДИКТ или  пневмометрической трубки первого и второго типов.

        На рисунке 2.6  показана схема  обвязки устья скважины при  исследовании ДИКТ, называемого  также прувером. На фонтанной арматуре устанавливают манометры и термокарманы для измерения давления и температуры в затрубном пространстве и на головке скважины, породоуловитель для качественной оценки выносимых из скважины примесей и ДИКТ, позволяющий измерить дебит скважины при различных диаметрах установленной в нем диафрагмы. Этот прибор применяют при исследовании газовых скважин для измерения больших расходов газа, когда скорость его истечения равна скорости критического течения. Дело в том, что увеличение расхода газа с ростом перепада давления  до отверстия в диафрагме (или в штуцере) и после него происходит только  до тех пор, пока , не достигнет определенного значения . При дальнейшем уменьшении этого отношения расход через отверстия стандартной диафрагмы не изменяется.

     

     Для различных газов  имеет следующие значения: воздух- 0,528; метан- 0,55; этан- 0,567. Для природных газов принимается =0,56.

        Для измерения расхода газа  применяют две конструкции ДИКТ: диаметрами 50 и 100мм. Измеритель диаметром  50мм представляет собой цилиндр  длиной 305мм, на одном конце которого  нарезана стандартная резьба  под фланцы или муфты, а на  другом - резьба под прижимную  гайку. Для установки диафрагмы  предусмотрена выточка глубиной 33 мм и диаметром, равным наружнему диаметру диафрагмы. Между диафрагмой и торцевой поверхностью ставится прокладка. Температуру газа измеряют термометром, установленным в стакане.

        Для разрядки давления при  использовании диафрагм небольшого  диаметра предназначены ниппель  с вентилем, а для измерения  расхода газа, содержащего механические  примеси, - специальный штуцер.

        Дебит газа определяют по формуле:

                                                                                         (2.22)

     где Q - дебит газа ( тыс.м³/сут) , приведенный к 20^о С и 760мм рт.ст.;

              -коэффициент расхода, зависящий  от диаметра отверстия диафрагмы  и диаметра прибора;

            С-  давление газа перед диафрагмой, МПа;

            р- относительная плотность газа;

            z - коэффициент сверхсжимаемости.

        Коэффициент C принимают постоянным для данной диафрагмы и независимыми от давления и температуры.

        Пневмометрическая трубка первого типа применяется для измерения расхода газа при выпуске его в атмосферу через ее открытый конец. Трубка имеет V  -образную форму с отверстием, направленным навстречу потока.

        Если давление в V - образном  манометре не превышает 640 мм  рт.ст., расход газа определяют по формуле :

                                                                           (2.23)

        Если скоростной напор велик,  вместо ртутного манометра принимают  пружинный. Тогда расход газа  определяют по формуле:

                                                                                (2.24)

     где Q - расход газа, м³/сут;

            D - диаметр трубопровода, мм;

            Mрт- высота столба ртути в манометре, мм;

            p - измеренное давление, МПа;

               - относительная плотность газа;

            Т - абсолютная температура газа, К.

        Пневмометрическая трубка второго типа применяется для измерения расхода, когда его абсолютное давление близко к атмосферному. Способ определения расхода газа с помощью этой трубки основан на определении скоростного напора по разности полного и статического напоров Нрт. В этом приборе обычная трубка первого типа сочетается с трубкой, воспринимающей статическое давление в трубопроводе.

        Конец напорной трубки устанавливают  на расстоянии 1/3 D от стенки трубопровода. Расход газа определяют по  формуле

                                                                             (2.25)

     где - абсолютное давление газа в трубопроводе, мм тр.ст.

        При ориентировочных определениях  расхода газа рассмотренными  выше способами температура его  принимается равной 293 К.

        Устьевая аппаратура «Испытатель»  предназначена для измерения  температуры и давления перед  сужающим устройством и преобразования  их в унифицированные частотные  электрические сигналы для передачи  информации по кабелю в измерительные  регистрирующие или вычислительные  устройства. Эти данные используют  для расчета дебита газа на  устье скважин с применением  ЭВМ.

        Аппарат состоит из датчика  дебита с набором диафрагм, преобразователя  давления и температуры, блока  питания и комплекта кабелей.

        Конструктивно датчик дебита  представляет собой толстостенную  трубу, имеющую резьбу на обоих  концах, На один конец наворачивается  фланец для соединения с устьевой  арматурой скважин, на другом  конце предусмотрена накидная  гайка для крепления сменных  диафрагм. В средней части установлен  вентиль для сброса газа в  атмосферу перед сменой диафрагм, имеющий раструб на повторной  втулке для направления потока  сбрасываемого газа.

        Давление и температура перед  диафрагмой измеряются потенциометрическим  датчиком давления и чувствительным  элементом термометра сопротивления, помещенного в защитный корпус. В датчик предусмотрены штуцер для присоединения манометра и карман для установки ртутного термометра.

        Режимы испытания скважин изменяются  заменой диафрагм, имеющих различные  диаметры отверстий. Для этого  закрывают задвижку на скважине, на которой установлен датчик, открывают продувочный вентиль  на датчике и крепят диафрагму  накидной гайкой.

        Информация о температуре и  давлении в выходных электрических  сигналах аппаратуры «Испытатель»  представлена периодами следования  импульсов. Температура газа на  устье скважины определяется  по формуле:

     Т=0,3П-175                                                                                     (2.26)

       где  Т- температура газа, С*;

            П- период следования импульсов на выходе преобразователя температуры,  мкс.

     Давление  на устье определяется по одной из приведенной формуле:

     Ρ=0,2П-99 (при р max =10)

     Ρ=0,5П-249 (при р max =25)

     Ρ=0,8П-399 (при р max =40)                                          (2.27)

        В аппаратуре «Испытатель» используются  датчики трех модификаций с  предельными давлениями: 10; 25 и 40 МПа.

        Скважинный глубинный прибор  «Пласт» позволяет измерять давление  до 40 МПа в газовых скважинах.  Чувствительный элемент- мембрана, связанная с кольцевым струнным преобразователем. Таким образом, изгиб мембраны преобразованный в изменение частоты колебаний струны, возбуждаемых генератором глубинного прибора. Получаемый частотный сигнал по кабелю передается во  вторичную аппаратуру, расположенную на устье скважины, где измеряемый параметр регистрируется в цифровой форме. Диапазон рабочих температур глубинного прибора «Пласт» от -10 до 150⁰С, погрешность измерения давления 0,4 %.

        Глубинный прибор «Метан»- первый  серийно выпускаемый в СССР  прибор для определения дебита  и профиля притока газа в  газовых скважинах. «Метан» позволяет  при спуске или подъеме прибора  в скважине определить места  и интенсивность притока газа, а также  оценивать относительный  дебит  работающих интервалов  по известному дебиту скважины. Прибор включает измеритель скорости  потока вертушечного типа и герметизированный контакт (герком), переключаемый магнитом, насаженным на валу вертушки. Таким образом, частота переключений контакта соответствует частоте вращения вертушки, т.е. измеряемой скорости потока газа.

        Глубинный прибор связан со вторичной аппаратурой на устье скважины одножильным бронированным каротажным кабелем, который используется для спуска прибора в скважину. Диапазон рабочих температур от -10 до 100^о С. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     Заключение

        На основании данных испытания  газовых скважин устанавливают  технологический режим их эксплуатации.

        Технологические режимы эксплуатации  скважин должны обеспечить получение  максимально возможного дебита  их при минимальной затрате  пластовой энергии и при нормальной  эксплуатации, без нарушений, могущих  привести к различным осложнениям.  Так как по мере отбора газа условия разработки месторождения изменяются, то технологические режимы и максимально возможные дебиты скважин устанавливаются на период от 5 до 6 месяцев в зависимости от характеристики скважин и в последующем уточняются. При устойчивом режиме эксплуатации скважин этот период может быть увеличен до года и более.