Газогидродинамические методы исследования (стр. 4 из 6)
Измеритель критического течения подключается к устью скважины через сепаратор (породоуловитель). Противодавление в скважине создается диафрагмой диаметра d, помещенной в головке ДИКТа 1 с помощью прижимной гайки 2. Давление
перед диафрагмой измеряется манометром, подключенным к ниппелю 3. Температура газа измеряется термометром, помещенным в карман 4. 
Рис. 7.1. Диафрагменный измеритель критического течения (ДИКТ)
Расход газа определяется по формуле
. (7.6) – давление до диафрагмы, МПа; 
– коэффициент расхода зависящий от диаметра и формы диафрагмы 
– относительная плотность газа; 
– абсолютная температура газа до диафрагмы; 
– коэффициент сжимаемости газа.Если газ, добываемый из исследуемой скважины, поступает в газопроводную систему, то его расход измеряется, как правило, диафрагменным измерителем некритического течения (метод сужения).
Перепад давления на диафрагме в основном определяют поплавковыми дифманометрами ДМ – 3573, ДМ – 3574 и ДМ и др.
Трубка Пито представляет собой простой, но достаточно точный прибор, используемый для измерения скоростного напора струи газа в заданной точке потока. Его обычно применяют для измерения сильно засоренных или неконтролируемых потоков газа.
Температура газа при исследованиях скважин, как уже отмечалось, измеряется обычными ртутными термометрами, помещенными в струю газа в стальном кожухе.
6.2 Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В
Коэффициенты фильтрационных сопротивлений характеризуют физические свойства газа, фильтрационные свойства пористой среды и геометрические параметры фильтрации. Значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений используются, при проектировании и анализе разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений зависят:
– от состава газа, фазовых переходов в процессах испытания и эксплуатации скважин, свойств газа и газоконденсатной смеси;
– от законов фильтрации;
– от механических, емкостных и фильтрационных свойств пористой среды, анизотропии пласта;
– от продолжительности процесса испытания на отдельных режимах;
– от термобарических параметров пористой среды и газа;
– от конструкции скважины и степени совершенства вскрытия пласта;
– от качества вскрытия продуктивного разреза, промывочного раствора и проведения ремонтно-профилактических работ в скважине;
– от величины газонасыщенности (газонефтенасыщенности при наличии нефтяной оторочки) пласта и других факторов и параметров [4].
Все параметры, входящие в формулы для определения коэффициентов А и В (а к ним относятся: коэффициенты вязкости, сверхсжимаемости, проницаемости, макрошероховатости, плотность газа, температура, радиусы контура питания и скважины, коэффициенты несовершенства и неоднородности), зависят от давления, продолжительности испытания, насыщенности пористой среды газом и водой, наличия соседних скважин и расстояния до них, величины депрессии на пласт, условия выпадения, накопления и выноса конденсата, тепловых свойств пористой среды и т.д.
Без знания величин коэффициентов А и В невозможен прогноз дебитов скважин в процессе разработки, следовательно, и добывные возможности месторождения в целом. Поэтому определение коэффициентов А и В является одной из основных задач при подготовке месторождения к разработке. По результатам исследования скважин определяются величины коэффициентов А и В, и при проектировании разработки месторождений они считаются известными. Естественно, что каждая скважина имеет свой коэффициент фильтрационных сопротивлений. Поэтому при проектировании разработки месторождения определяются осредненные (арифметическое, или по дебитам и желательно при одинаковых депрессиях на пласт по тем скважинам, по которым осредняются эти коэффициенты) значения коэффициентов А и В.
Приток газа к скважине описывается двучленным уравнением вида
, (7.7)А и В-коэффициенты, мало изменяющиеся во времени. Они могут быть определены аналитически, но более надежные результаты получают по данным исследования скважин. Теоретически А и В можно находить при двух режимах, однако естественный разброс точек, связанный с флуктуацией потока, требует осреднения величин и использования данных минимум четырех-пяти режимов.
Коэффициенты А и В можно найти аналитически, например с помощью метода наименьших квадратов. Удобней же графический способ. Он состоит в том, что уравнение притока представляется в следующем виде
. (7.8)По данным исследования строится график
(рис. 7.2). Он должен быть выражен прямой, отсекающей на оси ординат отрезок, численно равный А; В - есть тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс. 
Рис. 5.2. Зависимость
от Q7. Пример расчёта коэффициентов А и В по данным исследований, проведенных на Тарасовском НГКМ
Рассмотрим методы расчета коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В, на примере исследований скважин проведенных на Тарасовском НГКМ. Для расчетов используем данные исследования скважины №1048.
Скважина №1048 находится в фонде эксплуатируемых скважин УКПГ-1. В таблице №7.1 представлены средние рабочие дебиты скважины за 2002 год.
Таблица №7.1 Средние рабочие дебиты скважины №1048 за 2002 год.
| Дата | 01.01 | 01.02 | 01.03 | 01.04 | 01.05 | 01.06 | 01.07 | 01.08 | 01.09 | 01.10 | 01.11 | 01.12 |
| Q, тыс. м3/сут | 995 | 954 | 912 | 931 | 955 | 946 | 809 | 720 | 880 | 957 | 924 | 909 |
Средний дебит скважины на 01.01.02 г. составлял 995 тыс. м3/сут., при коэффициенте продуктивности К=347 м3/(МПа*сут.) и проницаемости k равной 0,4 мкм2. 05.07.2002 г. был проведен капитальный ремонт скважины по устранению не герметичности обсадной колонны. Ремонт проводили с использованием жидкости глушения с большим содержанием солей. В период третьего квартала 2002 года произошло снижение дебита до 720 тыс. м3/сут. Было принято решение провести газогидродинамическое исследование скважины при стационарных режимах фильтрации, с целью определения причины снижения дебита/[6].
Результаты исследований газовой скважины №1048 приведены в приложений №1. В ходе исследования были получены значения таких величин как пластовое давления Рпл, устьевое давление Ру и температура Ту. Зная их можно определить дебит скважины q, забойное давление Рс, величину ΔР2 и значение ΔР2/q, которые нам необходимы при определение коэффициентов А и В. Методика определения выше указанных величин приведена ниже.
Обработку результатов исследований скважин начинают с определения дебита скважины. При исследованиях скважин расход газа определяется с помощью диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТа). Измеритель критического течения подключается к устью скважины через сепаратор (породоуловитель). Давление Р1 перед диафрагмой измеряется образцовым манометром. Температура газа измеряется термометром.
Расход газа определяется по формуле:
(7.1)Р1 – давление до диафрагмы, МПа;
С – коэффициент расхода, зависящий от диаметра и формы диафрагмы;
ρ – относительная плотность газа;
Т – температура газа до диафрагмы, К;
z – коэффициент сжимаемости газа.
Значения коэффициентов С, используемые при измерении дебита газа диафрагменным измерителем критического течения газа при проведении исследования, представлены в таблице №7.2.
Таблица №7.2 Коэффициент С при измерении дебита газа ДИКТом газа/[1].
| Диаметр отверстия диафрагмы, мм. | Коэффициент С | Диаметр отверстия диафрагмы, мм. | Коэффициент С |
| 17 | 68,25 | 24,4 | 117,39 |
| 21,2 | 89,65 | 27,5 | 139,8 |
| 23,4 | 109,05 | 30,4 | 167,85 |
| 26,9 | 128,65 | 31,9 | 187,05 |
| 21,2 | 89,65 | 29,2 | 157,25 |
| 17 | 68,25 | 24,4 | 117,39 |
Коэффициент сверхсжимаемости можно определить по графикам Брауна-Катца, но при проведении данного исследования его определяли по формуле (7,2). Для этого определяем приведенные параметры давления и температуры газовой смеси.
(7.2)Тпр=Т/Тпкр (7.3)