Гидродинамические исследования газовых скважин и применение их на месторождении Южно-Луговское

Дебит продувки, устьевое, затрубное и межколонное давления и температуры газа должны быть фиксированными. Фиксируется в обязательном порядке и продолжительность продувки с целью оценки потерь газа и конденсата в процессе продувки и для выбора методики обработки кривой восстановления давления, снятой при остановке после продувки. Продувка - освоение скважины существенно влияет на форму начального участка кривой восстановления давления. Продувка скважины без предварительно оцененного значения депрессии на пласт может привести к подтягиванию к скважине конуса подошвенной воды и к обводнению скважины. Продувка скважины без предварительной оценки режима эксплуатации скважины может привести к разрушению призабойной зоны и образованию глинисто-песчаных, песчаных пробок, а также к образованию гидратов в призабойной зоне пласта и в стволе скважины. Поэтому перед продувкой скважины следует детально ознакомиться с геолого-физическими, термобарическими данными скважины. В соответствии с ожидаемыми дебитами следует выбрать конструкцию забойного и устьевого оборудования, диаметр и глубины спуска фонтанных труб, диаметр диафрагмы, исходя из ожидаемого устьевого давления.

Подготовка скважины к газогидродинамическому исследованию ведется в зависимости от назначения исследования (первичное, текущее, специальное) и объема требуемой информации; от геологических особенностей залежи, состава и количества ожидаемого газа, воды и конденсата, твердых примесей; от возможности образования гидратов, устойчивости продуктивного пласта; от конструкции скважины и применяемых глубинных приборов; от степени освоения месторождения, т.е. от наличия наземных коммуникаций по сбору и осушке газа и др.

Оборудование устья скважины для проведения газогидродинамических исследований в зависимости от стадии освоения месторождения, их цели и назначения, характеристики залежи проводится в основном по двум схемам (рисунок 6Б - Оборудование устья скважины, не подключенной к газосборному пункту; рисунок 7Б - Оборудование устья скважины, подключенной к газосборному пункту; приложение Б).

Устье скважины, не подключенной к промысловому газосборному пункту перед газогидродинамическим исследованием, оборудуется лубрикатором, образцовыми манометрами, сепаратором, измерителем расхода, термометрами и выкидной линией для факела. В зависимости от намеченной программы возможны некоторые изменения отдельных узлов этой схемы. В частности, если предполагается проведение глубинной дебитометрии, шумометрии или измерения забойного давления и температуры приборами с дистанционной регистрацией измеряемых величин, то вместо обычного лубрикатора устанавливается лубрикатор для спуска приборов на кабеле.

Если в добываемом газе не ожидается значительного количества влаги, и нет необходимости спуска глубинных приборов для определения забойного и пластового давления, то эти давления определяются расчетным путем по устьевым замерам давления. В этом случае нет необходимости оборудовать устье скважины лубрикатором. Как правило, названный случай на практике встречается на неглубоких газовых месторождениях, небольших глубинах пласта, при отсутствии подошвенной воды, отсутствии условий образования жидкостной или песчаной пробки, при незначительном содержании тяжелых компонентов углеводородов в составе пластового газа и др.

Наиболее распространенная схема обвязки устья скважин, подключенных к промысловому газосборному пункту, предусматривает индивидуальное испытание каждой из них. Такая схема обвязки требует оборудования устья скважины лубрикатором, образцовыми манометрами, термометрами и подключения исследуемой скважины к линии испытания. Расход газа определяется по данным расходомера, установленного на линии испытания. Для проведения исследования вход в общий коллектор закрывается задвижкой и на линии испытания открывается задвижка. На обустроенных и введенных в разработку месторождениях необходимость подачи ингибитора в скважину предусматривается проектом разработки, и поэтому сооружать звено по подаче ингибитора не следует. Нужно максимально использовать возможность испытания скважин с подачей газа в газопровод, что позволяет избежать потери газа при испытании и охранять окружающую среду от загрязнения природным газом.

2.2.3 Гидродинамические исследования на стационарном режиме

Стандартные исследования газовых скважин проводят с целью определения следующих параметров:

- геометрические характеристики залежи, в частности общие размеры газоносного резервуара, изменение общей и эффективной мощности пласта по площади и разрезу, границы газоносной залежи, размеры экранов и непроницаемых включений, положение газоводяного контакта и его изменение в процессе разработки;

- коллекторские и фильтрационные свойства пласта (пористость, проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, сжимаемость пласта, газонасыщенность, пластовые, забойные и устьевые давления и температуры), их изменение по площади и разрезу пласта, а также по стволу газовой скважины;

- физико-химические свойства газа и жидкостей (вязкость, плотность, коэффициент сжимаемости, влажность газа), условия образования гидратов и их изменение в процессе разработки залежи;

- гидродинамические и термодинамические условия в стволе скважины в процессе эксплуатации;

- изменение фазовых состояний при движении газа в пласте, стволе скважины и по наземным сооружениям в процессе разработки залежи;

- условия скопления и выноса жидкости и твердых примесей из забоя скважины, эффективность их отделения;

- технологический режим работы скважин при наличии различных факторов, таких, как возможность разрушения призабойной зоны пласта, наличие подошвенной воды, влияние температуры продуктивного пласта и окружающей ствол скважины среды, многопластовость и неоднородность залежи.

A. Технология проведения исследований

Исследование скважины при стационарных режимах проводится по заранее составленной программе работ. Объем исследований, который предусмотрен программой, устанавливается на основании проектных решений или исходя из проведенных ремонтно-профилактических и интенсификационных работ. В соответствии с программой исследования и в зависимости от обустройства промысла подготавливаются соответствующие приборы, оборудования и инструмент. Их монтируют на скважине.

Перед началом исследования давление на устье скважины должно быть статическим. Исследование нужно начинать с меньшего дебита и наращивать его от режима к режиму - прямой ход. После фиксирования статического давления скважину следует пускать в работу с небольшим дебитом и дожидаться полной стабилизации забойного устьевого давления и дебита. Забой скважины при испытании ее методом установившихся отборов должен быть чистым, или, если имеется какой-то столб жидкости или песчаная пробка, желательно, чтобы высота их оставалась неизменной. В противном случае коэффициенты сопротивления, определяемые по результатам испытания, будут переменными от режима к режиму, что приводит к сильному искажению индикаторной линии.

Значения забойных давлений, дебита и температуры должны быть фиксированы после полной стабилизации давления и дебита. Условия стабилизации оцениваются постоянством показаний приборов, используемых для измерения давления, перепада давлений на расходомере и температуры во времени. После снятия этих показаний на первом режиме - диафрагме (штуцере) скважину закрывают для восстановления давления до статического. Процессы пуска скважины и стабилизации давления и дебита при этом, работа скважины на установившемся режиме, восстановления давления после закрытия скважины на данной диафрагме (штуцере) составляют один режим работы скважины.

Процесс перераспределения давления в пласте, или, как принято называть этот процесс, стабилизация давления и дебита после пуска, зависит от фильтрационных и емкостных параметров пористой среды и насыщающих ее жидкостей и газов. Используя эту зависимость, можно определить параметры пласта. Поэтому при исследовании скважины следует фиксировать статическое давление перед пуском скважины, процесс стабилизации давления и дебита, параметры скважины при работе после стабилизации давления, дебита и температуры и процесс восстановления давления после закрытия. Этот комплекс информации при соответствующей обработке позволяет определить большое число фильтрационных, емкостных и технических характеристик пласта и ствола скважины.

После достижения статического давления скважину пускают в работу на новом режиме, отличающемся от первого большим дебитом и меньшим забойным давлением. На втором режиме, так же как и на первом, регистрируются процессы стабилизации забойного давления и дебита, параметры после стабилизации режима и процесс восстановления давления до достижения статического давления. Таким же образом снимаются показания давления, дебита и температуры на всех 5-8 режимах. Таким образом, если приступаем к исследованию скважин методом установившихся отборов на 8 режимах, то это означает, что имеем 8 кривых стабилизации давления и дебита, 8 значений установившихся различных по величине забойных давлений и дебитов, 8 кривых восстановления давления. Обработка этих данных позволяет определить режим работы скважины; коэффициенты фильтрационных сопротивлений тремя способами: по индикаторной кривой, по кривым стабилизации давления и дебита и по сочетанию забойных давлений и дебитов без использования пластового давления; проводимость тремя методами: ухудшения или улучшения параметров призабойной зоны; пьезопроводность пласта, наличие экранов и ухудшений параметров пласта за пределами призабойной зоны, емкостные параметры пласта, приведенный радиус скважины и др.

При исследовании скважин методом установившихся отборов необходимо: соблюдать условия стабилизации и восстановления давления; наблюдать за давлением в межколонном пространстве; замерять давление, температуру, дебит газа, воды, конденсата; определять количество твердых примесей. При наличии жидкости в потоке газа желательно, чтобы один из режимов обратного хода был с наименьшим дебитом. Такой контрольный режим позволит определить наличие жидкости на забое, вынос которой был затруднен при прямом ходе в начале испытания скважины заданной конструкции. При наличие пакера в затрубном пространстве и значительного количества влаги в потоке газа, определение забойного давления по давлению на устье приводит к существенным погрешностям. В этом случае следует пользоваться глубинными приборами с местной или дистанционной регистрацией забойного давления на различных режимах. Если забойное оборудование затрудняет измерение забойного давления глубинными манометрами, то следует в зависимости от количества жидкости и газа, конструкции скважины, коэффициента сопротивления труб и структуры потока вывести эмпирическую формулу для достаточно точного определения забойного давления таких скважин.

Если скважина, в которой будут выполнены исследования, работала перед началом испытания, то ее следует закрыть и дождаться полного восстановления давления.

2.2.4 Исследования скважин на нестационарных режимах

Нестационарные методы исследования газовых скважин основаны на законах перераспределения давления при запуске их в работу и после их остановки, что в конечном итоге позволяет определить фильтрационные и емкостные свойства продуктивных коллекторов.

При распределении давления для получения аналитической зависимости давления от параметров пласта, вводится предположение, о том что, скважина расположена в центре круговой залежи конечного или «бесконечного» размера с постоянной толщиной, пористостью, проницаемостью. Если же пласт конечных размеров, то до достижения контура питания условия на нем не влияют на работу скважины. При достижении контура питания распределения давления, начинается общее истощение залежи.

Нестационарный процесс перераспределения давления, т.е. его изменение по радиусу и во времени после остановки газовой скважины и изменение давления и дебита после ее пуска, наблюдается в случае, когда работающую скважину закрывают или остановленную скважину запускают в эксплуатацию. Эти процессы принято называть процессами восстановления и стабилизации давления и дебита. Таким образом, нестационарные процессы, позволяющие определять параметры газоносного пласта, можно подразделить на:

- снятие изменения давления во времени после остановки скважины, т.е. снятие кривой восстановления давления;

- снятие изменения давления и дебита после пуска газовой скважины в эксплуатацию, т.е. снятие кривых стабилизации давления и дебита.

A. Технология снятия кривых восстановления давления

Перед проведением исследований на нестационарных режимах скважину подключают к газопроводу или к линии испытания с выпуском газа в атмосферу. При этом фиксируется изменение давления на устье скважины, а так же давление и температуру на ДИКТ и буфере. Если перед началом испытаний скважина не работала, то следует, ее запустить, в работу фиксируя процесс стабилизации давления на забое или устье, дебит скважины во времени. Следует отметить, что указанные раннее величины были полностью стабилизированы, поскольку эти значения являются исходными при определении стабилизированных забойного давления и дебита. По завершению регламентных работ скважину закрывают и фиксируют изменение давления на забое и устье газовой скважины, температуры (по возможности затрубное давление). При снятии величин забойного давления с помощью дистанционных приборов во времени, измерения температуры после закрытия скважины необязательно. При пластовых температурах более 323К регистрация изменения температуры по стволу скважины обязательна, поскольку она оказывает влияние на характер кривой восстановления давления, снятой на устье скважины.

3. Проектная часть

3.1 Способы обработки результатов исследований на стационарных режимах

3.1.1 Стандартная обработка результатов исследований

Вначале строится график зависимости Р2 от Q. Если из графика видно, что индикаторная линия проходит через начало координат, то для дальнейшей обработки используют формулу:

(1)

Рисунок 8 Зависимости ДР2(1) и ДР2/Q(2) от Q

Строят график в координатах Р2/Q от Q, который представляет собой прямую линию. Отрезок, отсекаемый на оси ординат, есть коэффициент "а", а коэффициент "в" определяется как уклон построенной прямой. При вычислении коэффициента "в" нельзя использовать фактические точки, а следует взять две произвольные точки на уже построенной прямой (рисунок 8):

в = (2)

Можно вычислить коэффициенты "а" и "в" по методу наименьших квадратов, используя фактические точки (xi,yi):

а= (3)

в= (4)

В данном случае xi Qi, yi Pi2/Qi, где I - номер режима. Суммирование ведется по всем режимам, N - число режимов.

Полезно также вычислить коэффициент парной корреляции R:

R= (5)

Коэффициент R характеризует тесноту линейной связи между x и y. Чем выше значение R, тем качественнее проведено исследование и его обработка. В идеале, при наличии только двух точек, R = 1. При R 0,8 исследование можно считать успешным.

Зная коэффициенты фильтрационных сопротивлений, по значению "а" можно вычислить газопроводность kh/, по значению "в" - коэффициент макрошероховатости l*. Следует только помнить, что на практике давление измеряют в МПа, дебит - в тыс. м3/сут; отсюда размерность коэффициента "а" - МПа2/(тыс.м3/сут.), коэффициента "в" - МПа/(тыс.м3/сут.)2. При вычислении kh/ и l* размерности "а" и "в" должны быть приведены к системе СИ.

3.1.2 Обработка результатов исследований при неточном определении пластового давления

Такой случай чаще всего имеет место, если пластовое давление восстановилось не полностью. Допустим, измеренной (вычисленное) нами

пластовое давление Рпл отличается от истинного пластового давления Рпл на величину n

Рпл = + n (6)

т.е. мы занизили пластовое давление.

Но поскольку нами при обработке используется величина Рпл , то индикаторная линия не будет проходить через начало координат (кривая 1 на рисунке 9, где Р2 = - Рс2).

Понятно, что если для обработки результатов мы будем использовать

(7)

то неправильно определим коэффициенты "а" и "в". С другой стороны, запишем с использованием (7) истинное уравнение притока газа к скважине

(+n)2 - Рс2 = аQ+вQ2 (8)

или

- Рс2 + 2n + n2 = aQ + bQ2 (9)

- P2cо= -Спл (10)

- P2cо+2n + n2 = 0 (11)

где Рсо - некоторое значение забойного давления.

2n +n2 =Cпл (12)

Теперь для обработки мы можем использовать истинное уравнение притока, которое запишем в виде:

+ Cпл- P 2c= аQ+вQ2, (13)

где величина - Спл определяется из графика (рисунок 9).

Рисунок 9 Зависимость =- = от Q

Если при вычислении пластового давления , мы завысили его величину по сравнению с истинной, то имеет место соотношение:

Рпл = - n (14)

и истинное уравнение притока запишется:

- Рс2 - 2n + n2 = aQ+вQ2 (15)

Левая часть (15) на любом режиме завышена на величину (-2n + n2) по сравнению с истинным значением (т.к. ))n). В этом случае индикаторная линия отсекает на оси ординат положительный отрезок Спл (кривая 2 на рисунке 9). Рассуждая аналогично предыдущему, запишем:

- P2cо= Спл (16)

- P2cо-2n + n2 = 0 (17)

откуда следует:

-2n + n2 =-Спл (18)

используемое для обработки истинное уравнение притока примет вид:

- Спл - Рс2 = aQ + bQ2 (19)

где величина Спл также определяется из графика.

Для вычисления коэффициентов "а", "в" и R можно использовать те же формулы (18)…(20), но в этом случае Xi Qi

yi (20)

3.1.3 Обработка результатов исследований при неточном определении забойного давления

Пусть при определении забойного давления на каждом режиме мы его занизили по сравнению с истинными значениями Pci на одну и ту же величину, т.е.:

Pci = +c (21)

Ясно, что в этом случае индикаторная линия:

= aQ + bQ2 , (22)

отсечет на оси координат положительный отрезок Со (кривая 1 на рисунке 10).

Истинное уравнение притока на каждом режиме имеет вид:

= aQi + bQi2, (23)

или

-Cci = aQi + bQi2 , (23)

где

Cci = c + c2 (24)

Сравнение (23) и (25) показывает, что левая часть (23) завышена на каждом режиме от истинного значения на величину Cci, причем Cci меняется от режима к режиму, что видно из выражения (26).

При Q = 0 из (23) и (26) следует:

= C0. (25)

- c - c2 = 0, (26)

где - некоторое забойное давление. Из (27) и (28) легко найти c

c = Рпл - (27)

Теперь для обработки мы можем использовать истинное уравнение притока в виде:

(28)

или в виде

, (29)

где величина c определяется из (29), а величина Со определяется по графику (рисунок 10).

Рисунок 10 Зависимость = от Q

Если забойное давление на каждом режиме завышено на одну и ту же величину по сравнению с истинным значением, то индикаторная линия (23) отсекает на оси ординат отрицательный отрезок - Со (кривая 2 на рисунке 10). Если записать истинное забойное давление через замеренные значения

Pci = (30)

то истинное уравнение притока будет иметь вид:

Рк2-=аQi+вQi2 (31)

Обработка результатов исследований ведется по формуле:

(32)

где величина -ДС определяется по формуле:

-ДС=Рпл- (33)

3.2 Обработка результатов исследований

Проведена обработка результатов исследований 9 скважин на месторождении Южно-Луговское в 2005 году. Каждое исследование обработано тремя методами: двучленной формулой притока; методами, учитывающими неточное определение пластового и забойного давлений.

Обработка велась путем сравнения фактических и расчетных значений дебита по каждой скважине.

Таблица 7 - Результаты исследований скважины № 7 (30.08.2005)

d шайбы, м	Время работы, сек.	Рпл, МПа	Рзаб, МПа	Q,
0,003	4800	12,1	10,8	12,61
0,004	4800		9,79	20,46
0,005	5430		8,58	28,2
0,006	5430		7,67	34,83
0,004	4900		10,03	20,79

1) Стандартная обработка

обработка в координатах (Рпл2 -Рзаб2) /Q - Q

коэффициент А=2,1884

коэффициент В=0,01018

коэффициент парной корреляции R=0,581

Рисунок 11 Зависимость dP2 от Q скважины №7 по результатам стандартной обработки.



Рисунок 12 Зависимость dP2/Q от Q скважины №7 по результатам стандартной обработки.

Таблица 8 - Проверка по дебитам скважины №7 (стандартная обработка)

Номер режима	Q фактич.	Q расч.	Погрешность д, %
1	12,61	12,85	1,87
2	20,46	21,20	3,49
3	28,2	29,6	4,72
4	34,83	34,46	1,06
5	20,79	18,72	9,96
Средняя погрешность 4,22 %

2) Обработка при неточном определении пластового давления

обработка в координатах (Р2пл-Р2заб-Спл)/Q от Q

коэффициент A= 0,20926

коэффициент B= 0,05369

коэффициент парной корреляции R=0,947

Спл= 20 МПа2



Рисунок 13 Зависимость Р2 от Q скважины №7 по результатам обработки при неточном определении пластового давления

Рисунок 14 Зависимость от Q скважины №7 по результатам обработки при неточном определении пластового давления.

Таблица 9 - Проверка по дебитам скважины №7 (обработка при неточном определении пластового давления)

Номер режима	Q фактич.	Q расч.	Погрешность д, %
1	12,61	11,64	7,7
2	20,46	21,99	6,9
3	28,2	29,4	4,08
4	34,83	33,58	3,6
5	20,79	20,06	3,5
Средняя погрешность 5,2 %

3) Метод обработки при неточном определении забойного давления

обработка в координатах - Q

коэффициент A=0,20783

коэффициент B=0,05906

коэффициент парной корреляции R=0,949

коэффициент С0=20 МПа2

коэффициент dC=0,857

Рисунок 15 Зависимость от Q скважины №7 по результатам обработки при неточном определении забойного давления

Таблица 10 - Проверка по дебитам скважины №7 (обработка при неточном определении забойного давления)

Номер режима	Q фактич.	Q расч.	Погрешность д, %
1	12,61	11,7	7,2
2	20,46	21,97	6,9
3	28,2	29,45	4,2
4	34,83	33,6	3,5
5	20,79	21,8	4,6
Средняя погрешность 5,3 %

месторождение газ фонтанный скважина

Результаты обработок остальных скважин приведены в таблице 11 - Результаты обработок исследований скважин на месторождении Южно-Луговское; приложение С

Расчет проницаемости по индикаторной диаграмме (скважина № 7)

А=0,20926 (по методу, учитывающему неточное определение Рпл)

Пластовая температура Тпл=47,3 0С=320,3К;

Атмосферное давление Рст=0,1013 МПа;

Стандартная температура Тст=20 0С=293К;

Радиус контура питания Rк=200м;

Радиус НКТ Rc=0,2м.

Коэффициент сверхсжимаемости zпл=0,9172

Вязкость газа мг=0,0164 мПа.с

Нниз=1392м и Hверх=1374м.

Вскрытая и общая толщина пласта:

hвскр==13,4м.

h=18м.

Относительный радиус скважины и относительное вскрытие пласта:

=м

= hвскр/h=13,4/18=0,744м

= 1,6(1-)=1,6*(1-0,7442)=0,713

С1===1,032

Находим коэффициент проницаемости:

мкм2

Результаты расчета параметров пласта по индикаторной диаграмме представлены в таблице 12.

Таблица 12 - Параметры пласта, рассчитанные по индикаторной диаграммы для 9 скважин

№ скважины	Проницаемость к, мкм2
7	0,001532
8	0,000342
9	0,000332
10	0,001889
11	0,003161
12	0,000388
13	0,006803
14	0,000753
16	0,000289

3.3 Обработка гидродинамических исследований скважин на нестационарных режимах фильтрации

Обработка результатов исследования скважины № 7 методом касательной.

Таблица 13 - Результаты обработки данных исследования скважины №7 по методу касательной

T,сек	lgt	Pзаб2, кгс/см2
0	-	6110,549
300	2,477121	7259,04
600	2,778151	7974,49
1200	3,079181	9370,24
1800	3,255273	10060,09
3600	3,556303	11726,72
7200	3,857332	12528,32
10800	4,033424	12802,92
14400	4,158362	12941,34
18000	4,255273	13078,21
21600	4,334454	13218,1
25200	4,401401	13218,1
28800	4,459392	13358,74
32400	4,510545	13358,74
36000	4,556303	13500,12
39600	4,597695	13712,41
43200	4,635484	13712,41
46800	4,670246	13712,41
50400	4,702431	13782,76
54000	4,732394	13782,76
57600	4,760422	13855,64
61200	4,786751	13855,64
64800	4,811575	13926,36
68400	4,835056	13926,36
72000	4,857332	13997,26
75600	4,878522	14070,7
79200	4,898725	14070,7
82800	4,91803	14141,97
86400	4,936514	14141,97



Рисунок 16 Обработка КВД скважины № 7 методом касательной

Обработка результатов исследования скважины № 7 методом Хорнера.

Т=86400 с

Таблица 14 - Результаты обработки данных исследования скважины №7 по методу Хорнера

T,сек	lg((Т+t)/t)	Pзаб2, кгс/см2
1	2	3
0	-	6110,55
300	2,460898	7259,04
600	2,161368	7974,49
1200	1,863323	9370,24
1800	1,690196	10060,09
3600	1,39794	11726,72
7200	1,113943	12528,32
10800	0,954243	12802,92
14400	0,845098	12941,34
18000	0,763428	13078,21
21600	0,69897	13218,10
25200	0,646264	13218,10
28800	0,60206	13358,74
32400	0,564271	13358,74
36000	0,531479	13500,12
39600	0,502675	13712,41
43200	0,477121	13712,41
46800	0,454258	13712,41
50400	0,433656	13782,76
54000	0,414973	13782,76
57600	0,39794	13855,64
61200	0,382335	13855,64
64800	0,367977	13926,36
68400	0,354715	13926,36
72000	0,342423	13997,26
75600	0,330993	14070,70
79200	0,320335	14070,70
82800	0,31037	14141,97
86400	0,30103	14141,97

Рисунок 17 Обработка КВД скважины № 7 методом Хорнера

Параметры пласта по КВД вычисляются с помощью формул:

Уклон:

Метод Хорнера в = ?P2заб/[?lg(T/(T+1))]; (34)

Метод касательной в = ?P2заб/?lgt ; (35)

Проводимость:

е = kh/м = (42.4*Q0*Pат*Tпл*z)/(в*Tст), (36)

где Q0-установившийся объемный дебит газовой скважины перед ее остановкой (t=0), тыс.м3/сут.;

z - коэффициент сверхсжимаемости;

Проницаемость:

к=(е*мг) /hэф, (37)

где мг- коэффициент динамической вязкости, Па;

hэф - эффективная толщина пласта,м.;

Пьезопроводность:

ч = (Pпл*k)/(мг*m), (38)

где m- пористость.

Результаты расчета параметров пласта по методам касательной и Хорнера приведены в таблице 15 - Результаты расчета параметров пласта для скважины № 7; приложение С.

Результаты расчета параметров пласта для скважин № 10, № 11 и № 14 приведены в таблицах 16, 17 и 18 - Результаты расчета параметров пласта для скважины № 10; Результаты расчета параметров пласта для скважины № 11; Результаты расчета параметров пласта для скважины № 14; приложение С.

3.4 Выводы по проведенному расчету

Проведена обработка результатов исследований девяти скважин на месторождении Южно-Луговское в 2005 году. Каждое исследование обработано тремя методами: двучленной формулой притока; методами, учитывающими неточное определение пластового и забойного давлений.

Исследования скважин проводились в среднем на 5 режимах. В некоторых случаях были исключены режимы, когда при одинаковых забойных давлениях разница в дебитах составляла порядка 35 %, чего в действительности быть не может.

Из приведенной обработки результатов гидродинамических исследований на стационарных режимах видно, что самой непригодной явилась стандартная обработка, т.к. значения коэффициентов R и B для скважин № 8, № 9, № 12, № 14 и № 16 оказались отрицательными, погрешности при проверке по дебитам - достаточно велики (например, 12,72 % для скважины № 9), а коэффициент R скважины № 13 очень мал - 0,356.

При обработке методом, учитывающим неточное определение пластового давления, наименьшие погрешности составили 2,6 и 3,3 (скважины № 11 и № 12 соответственно), при этом коэффициенты парной корреляции оказались равны 0,993 и 0,972. Однако для скважин № 9, № 10, № 13 эта обработка дала достаточно большие погрешности (от 9 до 10,9 %) при коэффициенте R, изменяющемся в пределах 0,567-0,932.

Обработка при неточном определении забойного давления позволила получить хорошие результаты для всех скважин: R=0,568-0,993, погрешности не превышают 6 %.

Также были обработаны кривые восстановления давления четырех скважин № 7, № 10, № 11 и № 14. Для того, чтобы сравнить рассчитанные разными способами параметры пласта обработка КВД проводилась двумя методами - касательной и Хорнера. Это позволило определить, что значения параметров призабойной зоны пласта, определенные по методу Хорнера, меньше параметров, полученных с использованием метода касательной. Разница составила около 20 %. В качестве методики обработки КВД на предприятии приняты методы касательной и Хорнера.

Параметры пласта были рассчитаны с помощью индикаторной диаграммы (9 скважин на стационарных режимах) и по КВД (4 скважины на нестационарных).

Значения коэффициентов проницаемости, вычисленных для девяти скважин с помощью индикаторной диаграммы, изменяются в пределах от 0,000289 мкм2 (скважина № 16) до 0,006803 (скважина № 13). Обработка КВД проводилась для четырех скважин, поэтому удалось сопоставить результаты только скважин № 7, № 10, № 11 и № 14. Сравнивая значения проницаемости, можно сказать, что для трех скважин (№ 7, № 10 и № 11) наблюдаются ухудшения свойств призабойной зоны пласта, а для скважины № 14 - улучшение.

В целом, о качестве проведения исследований на месторождении можно сказать, что оно недостаточно точное. Что касается исследований на стационарных режимах фильтрации, то полученные результаты могут быть обусловлены нарушением технологии проведения исследований. Для того, чтобы исключить возможность принятия неустановившихся режимов за установившиеся, необходимо увеличить время работы скважин до достижения установившегося течения.

4. Экономическая часть

4.1 Формирование издержек производства добычи газа на месторождении Южно-Луговское

Себестоимость продукции - это денежное выражение затрат на производство и реализацию продукции, т.е. затраты на электроэнергию, пар, воду и другие материалы, текущий ремонт основных фондов, выплату заработной платы рабочим, содержание аппарата управления, амортизацию основных фондов. Различают себестоимость добычи газа промысловую и полную.

В производственную себестоимость добычи газа включают затраты, связанные с производством продукции и услуг. Полная себестоимость включает в себя кроме производственной себестоимости затраты на реализацию продукции, подготовку кадров, исследовательские работы и т.д.

Себестоимость продукции складывается из затрат, имеющих различное производственное назначение. Существует две основные группы затрат. В первую входит группировка по экономическим элементам затрат, т.е. по простым однородным затратам но признаку их общности, независимо от их производственного назначения и места, где они осуществляются.

Затраты, образующие себестоимости продукции, группируются в соответствии с их экономическим содержанием по следующим элементам:

- сырье и основные материалы;

- вспомогательные материалы;

- топливо со стороны;

- энергия со стороны;

- амортизация основных фондов;

- основная и дополнительная заработная плата;

- отчисления на социальные нужды;

- прочие.

Группировка затрат на производство по экономическим элементам дает возможность определить общую потребность предприятия в материальныхресурсах, общую сумму амортизации основных фондов, затраты на оплату труда и прочие расходы. Эту группировку применяют не только для определения затрат на производство продукции, но и для нормирования оборотных средств и контроля за их использованием, а также для определения затрат на один рубль товарной продукции. Данной |группировкой пользуются при составлении сметы затрат на производство, но она не дает представления о направлении, назначении и месте возникновения затрат.

Годовой экономический эффект новой техники (изобретений и рационализаторских предложений) представляет собой суммарную экономию всех производственных затрат (эксплутационных и капитальных затрат), которую получает предприятие в результате производства и использования новой техники, и которая, в конечном счете, выражается в увеличении дохода.

4.2 Расчет затрат на исследование скважин

Исследования газовых скважин проводиться с целью определения ее оптимальных параметров.

Продуктивную характеристику определяют следующими методами:

- В условиях практически стационарного движения газа при различных режимах работы скважин, т.е когда давление и дебит не зависит от времени.

- В условиях нестационарного движения газа.

При исследовании скважин пластовое давление можно определить при помощи глубинного манометра, а также расчетным методом, который применяется чаще, чем первый, т.к. по экономическим и техническим причинам не всегда можно опустить в скважину манометр. В процессе газогидродинамических исследований возникает необходимость измерения давления на устье скважины, в узле измерения дебита и в стволе скважины на различных глубинах. Давление на устье скважины и в узле измерения дебита следует измерять пружинными показывающими манометрами типа МО (образцовые). В стволе скважины давление измеряют глубинными регистрирующими и дистанционными манометрами (МГН-1). Поэтому часто пластовое давление пересчитывают по замеренному статическому давлению на устье скважины.

Основная расчетная формула для определения затрат на замер пластового давления:

З = З1 + З2 +З3 +З4 +З5, (39)

где З - затраты на проведение исследований;

З1 - оплата труда операторов, р;

З2 - отчисления на социальные страхования, р;

З3 - затраты на использование автомашины, р;

З4 - затраты, связанные с потерей добычи, р;

З5 - амортизационные отчисления, р.

Оплата труда операторов:

З1, (40)

где Nоп - количество операторов в бригаде, чел;

Тис - время проведения исследования, ч;

Зоп - средняя заработная плата оператора, р;

Траб - число рабочих часов в месяце.

Отчисления на социальное страхование:

, (41)

где С1 - ЕСН 26% от ФОТ;

Расходы на использование автомашины:

, (42)

где Сис - стоимость работы автомашины за 1 час, р/ч.

Затраты, связанные с потерей добычи:

, (43)

где qср - средний дебит исследуемой скважины, тыс.м3/сут.;

Ц - цена реализации газа, руб./тыс. м3 .

Амортизационные отчисления:

, (44)

где Цм - стоимость манометра, р;

С2 - норма амортизации, 10 %.

Nм - количество используемых манометров.

При замере статического давления на устье затраты определяются аналогично согласно формул (40) - (44).

Экономический эффект рассчитывается по формуле:

, (45)

где Э - экономический эффект, р;

З- затраты на проведение исследований глубинным манометром, р;

З - затраты на проведение исследований с замерами статического устьевого давления, р.

Таблица 19- Исходные данные для проведения расчета за 2006 год

Показатель	Значение
Средняя заработная плата оператора, руб.	16331
Стоимость глубинного манометра, руб.	9274
Стоимость образцового манометра, руб.	2465
Средний дебит используемой скважины, тыс.м3/сут.	50
Стоимость работы машины (1 час), руб.	820
Средняя цена 1 м3 газа	1259.59
Отчисления на социальное страхование, %	26
Количество используемых манометров, штук - глубинных - образцовых	15 19
Количество операторов в бригаде, чел.	3
Разряд операторов	4
Время работы бригады, часов - замер глубинным манометром - замер образцовым манометром	5 2

Результаты расчета приведены в таблице 20 - Расчет затрат на исследование скважин; приложение С.

Экономический эффект составил 13451.3 рублей. Таким образом, проведение исследований скважин по замерам статического давления на устье оказалось экономически более выгодным, чем проведение исследований с использованием глубинных манометров.

5. Безопасность и экологичность проекта

5.1 Опасные и вредные производственные факторы

Факторы окружающей производственной среды, оказывающие неблагоприятное влияние на здоровье работающего, называют производственными вредностями.

К наиболее опасным веществам, применяемым на промыслах, относятся: метиловый спирт (метанол), ртуть (в приборах), ингибиторы коррозии, гликоли, одоранты (меркаптаны).

Опасны вредные примеси в природном газе: сероводород, углекислый газ и пары конденсата.

Метиловый спирт (метанол) - бесцветная прозрачная жидкость, по запаху и вкусу напоминающая винный (этиловый) спирт. Плотность его 0,79 г/смз, температура кипения 64,5оС. Растворим в спиртах и других органических соединениях, смешивается с водой во всех соотношениях, легко воспламеняется. Температура вспышки 16оС. При испарении взрывоопасен. Пределы воспламенения метанола в воздухе 6,72 - 36,5 об. %. ПДК метанола в рабочей зоне производственных помещений - 5 мг/мз.

Метанол - сильный яд, действующий преимущественно на нервную и сосудистую системы.

Для исключения возможности ошибочного употребления метанола в качестве спиртного напитка в него добавляют одорант (этилмеркаптан) в соотношении 1 : 100, химические чернила или другой краситель темного цвета, хорошо растворяющийся в метаноле, из расчета 2 - 3 л на 1000 л метанола.

Ингибиторы коррозии - в основном вещества, полученные из нефтепродуктов, имеющие в своем составе примеси, органических кислот, щелочей и другие ядовитые компоненты. Перед применением некоторые ингибиторы разбавляют керосином или конденсатом. Пары ингибиторов и разбавителей оказывают вредное влияние на организм человека. При частом попадании ингибитора на кожу могут образовываться язвы, экземы и другие кожные заболевания. ПДК паров ингибиторов в воздухе 100 мг/мз.

Одоранты - вещества, которые добавляют в газ и метанол для придания им специфического запаха. Сами же одоранты содержат в качестве основного компонента меркаптаны (сернистые соединения). Этилмеркаптан (C2H5SH) имеет свойства слабой кислоты и содержит до 51,4 % серы.

Соединяясь с металлами, этилмеркаптан образует меркаптиды, разрушающиеся с выделением сероводорода. Одоранты - легковоспламеняющиеся горючие вещества, пары которых образуют взрывоопасные смеси. Вдыхание паров одорантов вредно для здоровья человека.

Природный газ взрывоопасен. Взрыв - это быстрое сгорание газовоздушной смеси в замкнутом объеме. Образующиеся при взрыве нагретые сжатые газы, расширяясь, могут привести к разрушению установки и помещения, в котором он произошел.

Температура горения метана достигает 20650С. Возникающая при взрыве ударная или взрывная волна может вызвать детонацию. Детонация - это особый вид распространения пламени. Скорость детонации достигает нескольких километров в секунду, на фронте волны давление повышается до 2 МПа, что приводит к большим разрушениям.

Взрыв и детонация происходят при определенном соотношении газа и воздуха, т.е. при определенном составе газовоздушной смеси .

5.2 Правила безопасности при подготовке к исследованиям

Скважины на газовых месторождениях исследуются после оборудования устья фонтанной арматурой.

На прискважинных участках запрещается разведение огня.

Территория скважины в площади постоянного отвода должна быть очищена от растительности и посторонних предметов.

Все задвижки арматуры должны иметь маховики и указатели: «Открыто», «Закрыто».

Продувочная линия должна монтироваться из труб диаметром не менее диаметра фонтанной арматуры и иметь длину не менее 100 м. На конце трубопровода должен быть установлен тройник со штуцером.

Продувочные линии должны быть надежно прикреплены хомутами к якорям.

Измерительные и продувочные линии должны быть спрессованы на полутора-кратное максимальное давление, ожидаемое при испытании скважин. Результаты опрессовки оформляются актом.

Измерительная линия должна быть укреплена не менее чем на двух опорах, одна из которых устанавливается на конце линии у ДИКТа.

Для проведения глубинных измерений возле устьевой арматуры и для смены диафрагм возле ДИКТа должны быть подготовлены площадки стационарного или передвижного типа.

Рабочие площадки на высоте должны иметь настил, выполненный из металлических листов с поверхностью, исключающей возможность скольжения, или досок толщиной не менее 4 см, перила высотой 125 см с продольными планками, расположенными на расстоянии не более 40 см друг от друга, и борт высотой не менее 15 см, плотно прилегающий к настилу.

Площадки и лестницы необходимо регулярно очищать от снега, льда и грязи.

Оборудование, механизмы и контрольно-измерительные приборы должны иметь эксплуатационную и ремонтную документацию согласно требованиям ГОСТа.

Запрещается эксплуатация и монтаж оборудования, механизмов, контрольно-измерительных приборов и инструмента при нагрузках, давлениях и температурах, превышающих допустимые по паспорту.

Запрещается эксплуатация неисправного оборудования, механизмов, инструментов и приспособлений, а также пользование неисправными средствами индивидуальной защиты.

Запрещается эксплуатация оборудования, машин и механизмов при неисправных устройствах безопасности, блокировочных, фиксирующих и сигнальных приспособлениях и приборах.

Предохранительные клапаны и контрольно-измерительные приборы должны быть установлены с учетом обеспечения удобства обслуживания и наблюдения за ними.

Контрольно-измерительные приборы, установленные на оборудовании, устьевой арматуре скважин, трубопроводах, должны иметь пломбу или клеймо Госповерителя или организации, осуществляющей ремонт и тарировку таких приборов.

Исправность контрольно-измерительных приборов необходимо проверять в сроки, предусмотренные инструкциями по эксплуатации этих приборов, а также каждый раз, когда возникает сомнение в правильности их показаний.

Работа оборудования, аппаратуры и трубопроводов при неисправных контрольно-измерительных приборах или их отсутствии запрещается.

Монтаж и эксплуатация приборов контроля и автоматики должны отвечать требованиям противопожарных правил и инструкций.

При монтаже и эксплуатации приборов с радиоактивными изотопами необходимо руководствоваться «Санитарными правилами работы с радиоактивным веществами с источниками ионизирующих излучений».

Манометры для измерения давлений в ДИКТе и затрубном пространстве должны быть установлены на общем щите, вынесенном в безопасное и удобное для наблюдения место.

Манометры должны устанавливаться на стальных трехходовых кранах или на игольчатых вентилях.

Автомашину с лебедкой для глубинных измерений следует устанавливать с наветренной стороны на расстоянии не менее 25 м от устья скважины и таким образом, чтобы оператор, управляющий лебедкой, видел устьевой фланец или лубрикатор.

Лебедки, краны и другие подъемные механизмы должны иметь надежные тормозные устройства, не допускающие самопроизвольного опускания груза.

Лебедки с механизированным приводом (кроме вспомогательной) должны быть оборудованы устройством, обеспечивающим правильную укладку витков наматываемого на барабан каната или кабеля.

К территории станций подземного хранения газа, сооружениям, коммуникациям, оборудованию по продувке, испытанию газопроводов предъявляются такие же требования безопасности, как и к территории газового промысла и газопромысловым сооружениям.

Обвязка устья скважин ПХГ должна иметь оборудование, позволяющее проводить исследование скважины без специального оборудования или ее остановки.

В зависимости от температуры пласта и атмосферных условий на поверхности необходимо устанавливать обогреватели у устья скважины для предотвращения образования гидратов и обмерзания сборных линий.

Для измерения дебитов открытых газовых фонтанов исследователи допускаются к работе по согласованию с ответственным руководителем после специального инструктажа.

5.3 Правила безопасности в процессе проведения исследования скважин

Газовые и газоконденсатные скважины исследуют по плану, утвержденному главным инженером и главным геологом газодобывающего предприятия. В плане должен быть указан допустимый предел снижения давления, гарантирующий от смятия эксплуатационной колонны.

Исследование скважины должно проводиться в дневное время под руководством ответственного инженерно-технического работника и с соблюдением действующих инструкций.

Запрещается находиться на рабочих местах посторонним лицам без разрешения руководителя работ на объекте или администрации.

Перед началом исследования следует открыть все задвижки на арматуре выше трубной головки, за исключением крайних задвижек на струнах.

При продувке скважины и во время измерений двигатели буровой установки, а также двигатели находящихся около скважины автомобилей и тракторов должны быть заглушены, а топки котлов потушены. Продувку следует проводить через прочно закрепленную продувочную линию со штуцером и при полностью открытых задвижках на выкиде.

Для измерений и продувки следует пользоваться только крайними задвижками на струнах, открывая или закрывая их полностью. При смене диафрагм следует открывать задвижку на продувочной линии и одновременно закрывать задвижку на измерительной линии. Работа через не полностью открытую задвижку запрещается.

Перед открытием задвижки на одной из струн все работающие, кроме находящихся у задвижек, должны удалиться от устья скважины, измерительной и продувочной линий на безопасное расстояние.

Регистрировать показания термометра разрешается только после полного открытия задвижки на измерительной линии.

Перед сменой штуцера и штуцерных патрубков необходимо (после перевода струи на резервный выкид и закрытия соответствующих задвижек на рабочем выкиде) снизить давление в струне за штуцером до атмосферного при помощи вентиля, усгановленного на линии.

Запрещается подходить к ДИКТу со стороны диафрагмы во время истечения струи газа, а также при внезапном прекращении его.

Глубинные измерения в работающих скважинах допускаются только с применением специального лубрикатора, оборудованного самоуплотняющимся сальником, манометром, отводом с трехходовым краном или заменяющим его устройством. Каждый лубрикатор должен быть спрессован на полуторакратное максимальное давление, и по результатам опрессовки должен быть составлен акт.

В процессе монтажа и демонтажа головки лубрикатора глубинный прибор должен устанавливаться на полностью закрытую буферную задвижку. Перед извлечением глубинного прибора из лубрикатора давление в нем должно быть снижено до атмосферного через запорное устройство, установленное на отводе.

Спускать глубинные приборы при неисправном счетчике глубины запрещается. В случае выхода из строя счетчика глубины во время подъема глубинного прибора дальнейший подъем должен осуществляться ручным приводом.

При подъеме глубинного прибора из скважины лебедкой с ручным приводом следует включить храповое устройство.

В процессе подготовки и проведения исследовательских работ на скважинах и других взрывоопасных объектах должен применяться инструмент, изготовленный из металла, не дающего искр при ударах.

Запрещается сбрасывать какие-либо предметы с высоты.

5.4 Мероприятия по обеспечению экологической безопасности

В нефтяной и газовой промышленности существуют технологические процессы, которые сопровождаются выбросами в почву, водоемы и атмосферу значительных количеств производственных отходов, загрязняющих воду, воздух и почву. Сброс загрязненных сточных вод, содержащих ядовитые органические и неорганические вещества, приводит к уничтожению растительности и рыбных богатств, ограничивает возможность использования водоемов для питьевого и промышленного водоснабжения, что приносит огромный ущерб народному хозяйству. С выбросами в атмосферу промышленного газа, дыма и пыли уносится значительное количество ценных химических продуктов.

Источники возможных загрязнений - резервуары, технологические емкости, установки по подготовке газа, факельное хозяйство, газопроводы, котельные и печи УКПГ. Для предупреждения загрязнения по всем объектам газодобычи проведена инвентаризация источников выбросов вредных веществ. На основании инвентаризации по каждому месторождению разработаны проекты содержания предельно-допустимых веществ в воздухе. Эта работа дала возможность производить плату за выбросы в пределах установленных лимитов, не превышая нормативы. По нормативам проектов предельно-допустимых веществ на каждом месторождении установлены санитарно-защитные зоны, организован ведомственный контроль лабораторией ЦСПН.

Загрязнение атмосферного воздуха вредными выбросами наблюдается при всех процессах, происходящих на поверхности: сбор, внутрипромысловый транспорт и подготовка газа и воды. Тип выбрасываемого вредного вещества и его количество определяются процессами поверхностной технологии на данном узле.

Одним из основных направлений охраны окружающей среды является повышение надежности систем и оборудования объектов газодобычи, а также защита от коррозии, т.к. потенциальный источник загрязнения окружающей среды - аварийные ситуации, возникающие в результате коррозии газоромыслового оборудования. Наиболее радикальными методами решения вопросов защиты атмосферного воздуха от загрязнения являются герметизация оборудования, утилизация всех компонентов продукции скважин, недопущение газовых выбросов.

В генеральном плане обустройства месторождений ОГУП “СНК” предусматривается большой комплекс природоохранных мероприятий. Использование однотрубной системы сбора газа позволяет полностью герметизировать транспорт газа от скважин до УПГ.

Отдел охраны окружающей среды и ПС проводит инструментальный контроль за выбросами вредных веществ от стационарных источников выбросов вредных веществ в атмосферу, в т.ч.: от дымовых труб котельных; от факелов на месторождениях и других стационарных источников выбросов, согласно плану графиков, согласованных с комитетом по охране окружающей среды.

5.5 Расчет концентрационных пределов распространения пламени для смесей горючих газов

Такой метод предназначен для смесей состоящих из веществ не вступающих между собой в реакцию при начальной температуре. В число компонентов входят метан, этан, пропан, бутан и др.

Нижний предел распространения пламени () для смеси горючих газов, в % по объемной концентрации вычисляют по формуле:

, (46)

где - объемная концентрация к-го горючего компонента смеси;

- нижний или верхний предел для бинарной смеси к-го горючего компонента с воздухом, %.

n - число горючих компонентов смеси.

Исходные данные для расчета представлены в таблице 21 - Исходные данные для расчета концентрационных пределов распространения пламени смесей горючих газов; приложение С

Таблица 22 - Результаты расчета

Нижний предел распространения пламени,	7,109
Верхний предел распространения пламени,	16,707

В заключение раздела можно сделать ряд выводов. На предприятии ОГУП “СНК” достигнут достаточно высокий уровень обеспечения производственной безопасности. За довольно большой промежуток времени не было негативного воздействия производственной деятельности на природную среду, что говорит о высоком достигнутом уровне охраны природной среды в ОГУП “СНК”.

В данном дипломном проекте показано, что при проведении работ по гидродинамическим исследованиям скважин в ОГУП «СНК» серьезных нарушений техники безопасности не наблюдаются, т.к. не используются вспомогательные вещества, неблагоприятно действующие на здоровье и трудовую деятельность персонала предприятия. Единственное, с чем может быть связана опасность - это взрывоопасность продукции скважин, но достигнутый уровень безопасности труда позволяет свести к минимуму возможные риски. Работы проводятся под постоянным контролем поэтому, при проведении ГДИС, достигнутый уровень безопасности труда не снизится.

Заключение

В данной выпускной квалификационной работе рассмотрены методы обработки результатов гидродинамических исследований скважин на стационарных и нестационарных режимах. Наиболее подробно представлены исследования на установившихся режимах фильтрации: стандартная обработка и методы, учитывающие неточное определение пластового и забойного давлений. Дополнительно проводится обработка кривых восстановления давления методами касательной и Хорнера, по результатам которой определяются параметры пласта в призабойной зоне.

Также в работе представлены теоретические основы проведения гидродинамических исследований газовых скважин, цели и задачи исследований пластов и скважин, технология проведения исследований.

В экономической части произведен расчёт затрат на проведение исследований. Вычислен экономический эффект от использования метода замера статического устьевого давления по сравнению с применением глубинного манометра.

В разделе экологичности и безопасности проекта рассмотрены возможные опасности при проведении гидродинамических исследований, которые, однако, не имеют угражающего характера для окружающей среды. Проведение исследований не снижает уровень экологической безопасности.