5.2 Исследование газовых скважин при стационарных (установившихся) режимах фильтрации

Перед исследованием скважину продувают в течение 15— 20 мин для удаления твердых частиц и жидкости с забоя скважин. После продувки скважину закрывают до полного восстановления давления. На многих газовых месторождениях это время состав­ляет 2—3 ч.

В диафрагменном измерителе критического течения газа (ДИКТе) устанавливают диафрагму с малым диаметром калибро­ванного отверстия. После этого открывают коренную задвижку, пускают скважину в работу до наступления установившегося со­стояния, при котором давление и температура газа перед диафраг­мой ДИКТа и в затрубном пространстве не изменяются во времени.

 

Рисунок 5.1 - Схема располо­жения   оборудования   и приборов при проведении текущих исследований га­зовой скважины с помощью диафрагменного измерителя критического течения газа: 1 — диафрагменный измеритель (ДИКТ);2 — манометры;   3 — породоулавливатель; 4 — термометры

По давлению и температуре газа перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают дебит газа для каждой диафрагмы. По статическому затрубному давлению или динамическому давлению перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают давление на забое скважины.

Рассчитывают дебит по формуле:     ,                                                             (5.1)

где С- коэффициент расхода для данной диафрагмы.

 

Рисунок 5.2 - Индикаторная кривая

Если во время исследования появится песок или вода- исследование прекращают.

По данным Рпл² – Рз² и Q строят индикаторную кривую, которая описывает уравнение притока газа к скважине при установившемся режиме.

 

Р_ПЛ² – Р_З² = аQ + вQ² ,                   (5.2)

 где 

Р_ПЛ² = Р_УСТ² · e^2S

Р_З² = Р_УСТ² · e^2S +  Q²

аQ – потери давления на преодоление вязкостного трения;   вQ² – потери давления, вызванные инерционными силами вследствие извилистости поровых каналов, имеющих большие значения при высоких скоростях газа.

Делим  обе части уравнения на Q и получаем:                             (5.3)

 

а и в можно найти методом наименьших квадратов:

 a=                                                                        (5.4) 

b=                                                                       (5.5)

,             ,                          (5.6)

где  - вязкость газа, Пас при пластовых условиях; k - проницаемость,мкм²; R_K- радиус контура питания. В случае определенной сетки скважин можно принять радиус  контура питания  R_K половине радиуса дренирования, при условии если дебит скважин одинаков; Rс – радиус скважины; l - параметр макрошероховатости l= ,  - cтруктурный коэффициент, характеризующий извилистость и непостоянство сечения поровых каналов определяется по корреляции Ширковского А.И.

 .                                                                                     (5.7)

Уравнения (5.6) применимы для скважин, совершенных по степени и характеру вскрытия.

         Из уравнения притока газа в скважину   при известных a и b находят

,                                                                       (5.8)

 

Свободный дебит – дебит открытого фонтана, т. е. Р_у = 0,1 МПа.

Абсолютно свободный дебит показывает условия притока газа из пласта в скважину без учета потерь давления в стволе скважины. Используют для выяснения потенциальных добывных возможностей скважины, т. е. при Р_з = 0,1 МПа.

 

,                                                                 (5.9)

 

,                                                         (5.10)

т. к.  , 0,1² = 0,01.