4.2 Дослідження газових свердловин

У процесі дослідження газових свердловин поряд із завданнями визначення продуктивності і встановлення залежності між дебітом і депресією шукають залежність між дебітом і газоконденсатним фактором, між дебітом і кількістю піску, що виноситься зі свердловини.

Досліджуючи свердловини на усталених режимах, знімають 5—7 точок різних режимів їхньої роботи. Зміна режимів досягається зміною розміру гирлових штуцерів. Про сталий режим судять по постійному тиску на головці свердловини. За результатами вимірювань дебіту і тисків будують індикаторні криві.

Так як за результатами дослідження підлягають визначенню коефіцієнти А і В, то індикаторну криву із системи координат ( ) перебудовують у нову систему координат (рис. 4.5), де вона має лінійний вигляд. За відрізком, що відтинається індикаторною лінією на осі , знаходять постійний коефіцієнт А. За тангенсом кута нахилу лінійної індикаторної лінії до осі шукають коефіцієнт В. У зв'язку з тим, що вимірювання вибійного тиску ускладнено (особливо в працюючій свердловині на високому тиску на головці), його визначають перерахунком за тиском у затрубному просторі свердловини.

Перерахунок тиску для затрубного простору на вибійний виконуєтся за формулою (4.13).

Розрахунок вибійного тиску за гирловим з використанням формул (4.13), (4.14) дає задовільні результати для свердловин, у продукції яких відсутня вода і мало конденсату. Для свердловин з водою і високим газоконденсатним фактором перевагу варто віддавати вимірам вибійних і пластового тиску глибинними манометрами.

Рисунок 4.5 – Індикаторна діаграма газової свердловини:

1 – система координат Q-(P_пл²-P_с²); 2 – система координат Q-(P_пл²-P_с²)/Q;

Рисунок 4.6 – Принципова схема досліження свердловини, не підключеної до газозбірного пункту:

1 – свердловина; 2 – лебідка; 3 – лубрикатор; 4 – фонтанна арматура; 5 – сепаратор; 6 – ємність для замирювання рідини; 7 – діафрагмовий вимірювач критичного витікання; 8 – факельна лінія

Дебіт газу вимірюють за допомогою діафрагмових вимірювачів критичної течії газу, що вимагає спеціальної обв’язки гирла свердловини. На рис. 4.6 показано принципову схему дослідження газової свердловини, не підключеної до газозбірного пункту. Така обв’язка забезпечує вимірювання усіх тисків, а також витрат газу, рідини (конденсату).

Відзначимо, що в ході проведення досліджень свердловин з метою побудови індикаторної кривої первинне оброблення результатів проводять безпосередньо на свердловині . Якщо виходить розкидання точок на індикаторній кривій, оперативно ставиться задача про зняття додаткових точок на проміжних режимах експлуатації свердловини.

На неусталеному режимі вибійний тиск, як правило, вимірюють глибинним манометром. Отриману за допомогою глибинного манометра криву зростання тиску в часі t тиску на вибої свердловини перебудовують у нову систему координат .

Крива наростання тиску на вибої описується рівнянням

. (4.17)

де: – вибійний тиск перед зупинкою свердловини, Па; – дебіт свердловини до зупинки, м³/с; – абсолютний атмосферний тиск, Па; χ - коефіцієнт п’єзопровідності м²/с; – зведений радіус свердловини; В – коефіцієнт фільтраційного опору в двочленній формулі рівняння припливу газу (див. формулу (4.6)), який визначається під час дослідження свердловин на сталих режимах; – коефіцієнт надстисловості газу.

Для оброблення вимірюваної кривої встановлення тиску формулу (4.17) представляють у вигляді

(4.18)

Коефіцієнти i  визначають на прямолінійній ділянці прямої в системі координат (Рис. 4.7):

. (4.19)

За значенням розраховують гідропровідність пласта

(4.20)

З формули (4.18), використовуючи попередньо знайдену за результатами дослідження свердловин на сталих режимах значину коефіцієнта В , розраховують параметр

(4.21)

Рисунок 4.7 – Крива відновлення тиску в газовій свердловині

Якщо коефіцієнт п’єзопровідності визначають як

(4.22)

то безпосередньо, з формули (4.21) знаходять зведений радіус .

Під час дослідження газових свердловин дебіт визначають, використовуючи діафрагмовий вимірювач критичної течії (прувер).

На промислах застосовують дві конструкції вимірювача критичної течії діаметрами 50 і 100 мм (Рис. 4.8). Перша конструкція являє собою циліндр довжиною 305 мм, на одному кінці якого нарізана різь під фланець або муфту, а на другому різь під притискну гайку. Для встановлення діафрагми передбачена торцева виточка діаметром, рівним зовнішньому діаметру діафрагми. Між діафрагмою і торцевою поверхнею встановлена прокладка. Діафрагма закріплюється притискною гайкою за допомогою спеціального ключа. Температуру газу вимірюють термометром, встановленим у стакан.

Дебіт газу під час вимірювання з використанням вимірювача критичної течії визначають за формулою

(4.23)

де – дебіт газу в тис. м^з/доб., зведений до 20 °С і 0,1013 МПа; с – коефіцієнт витрати, що залежить від діаметра діафрагми і діаметра приладу і визначається інструкціями з дослідження газових свердловин; – тиск газу перед діафрагмою, МПа; Т – температура газу, К; – середня густина газу; – коефіцієнт надстисловості газу.

Рисунок 4.8 – Схема діафрагмового вимірювача критичної течії :

1-діафрагма; 2-термометричний стакан; 3-отвір для манометра

При дослідженні на газоконденсатність у системі обв’язки свердловини (рис. 4.6) передбачається сепаратор і вимірна ємність, у якій вимірюють дебіт конденсату на кожному режимі. За дебітом газу і газоконденсату розраховують газоконденсатний фактор, що являє собою відношення дебіту конденсату до дебіту газу, і вимірюється в см³ конденсату в 1 м³ газу.