Во всех скважинах после завершения буровых работ, цементажа, перфорации проводится освоение. Этот процесс, имеет непосредственное отношение к предполагаемой методике испытания скважин и обработке полученных результатов.
Дебиты газа и примесей в продукции скважин в процессе продувки, устьевое, затрубное и межколонное давления и температуры, а также продолжительность продувки должны быть зафиксированы. Продувка при освоении 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, к разрушению призабойной зоны и образованию гидратов в призабойной зоне пласта и в стволе скважины. Поэтому перед продувкой скважины следует детально ознакомиться с геолого-физическими, термобарическими данными пласта и 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 газовой скважины к газогидродинамическим исследованиям обусловливается:
1. Назначением исследования (первичное, текущее, специальное) и объемом требуемой информации.
2. Геологическими особенностями залежи и характеристикой пористой среды и получаемой продукции, т.е. наличием значительного количества влаги (конденсационной воды, конденсата, фильтрата) и агрессивных компонентов в составе газа, возможностью разрушения призабойной зоны, образования гидратов в стволе скважины в процессе испытания, возможным подтягиванием конуса подошвенной воды.
3. Конструкцией скважины и применяемых глубинных приборов.
4. Степенью освоения месторождения, т.е. наличие наземных коммуникаций по сбору и осушке газа, факторы, ограничивающие давление, температуру и дебит скважины в процессе испытания, и др.
Испытание скважины проводится после ее освоения. В зависимости от ожидаемого дебита, величина которой оценивается при продувке, необходимо выбрать такую конструкцию фонтанных труб, при которой обеспечивается вынос потоком газа твердых и жидких примесей с забоя скважины на всех режимах исследования.
Оборудование устья скважины для проведения газогидродинамических исследований в зависимости от состояния освоения месторождения, цели назначения и характеристики залежей осуществляется в основном по двум схемам (см. рисунок 1.3 а, б).
Устье скважины, не подключенной к промысловому газосборному пункту перед газогидродинамическими исследованиями, оборудуется лубрикатором, образцовыми манометрами, сепаратором, измерителем расхода, термометрами и выкидной линией для факела. Общая схема оборудования устья скважины для газогидродинамических исследований с выпуском газа через факел в атмосферу показана на рисунке 1.3а. В зависимости от намеченной программы возможны некоторые изменения отдельных узлов этой схемы.
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.
Рисунок. 1.3а - Оборудование устья скважины, не подключенной к установке по подготовке газа:
1 - скважина; 2 - фонтанная арматура; 3 - лубрикатор; 4 - лебедка; 5 - сепаратор; 6 - емкость для замера жидкости; 7 - ДИКТ; 8 - факельная линия; 9 - манометры; 10 - термометр; 11 - глубинный прибор; 12 - крепление выкидной линии; 13 - линия ввода ингибитора.
Рисунок 1.3б - Схема обвязки скважины при исследовании с применением коллектора “Надым”:
1 – фонтанная арматура; 2 – манометры; 3 – термометры; 4 – емкости для жидких и твердых примесей; 5 – опоры; 6- коллектор “Надым”; 7 – измеритель расхода газа; 8 – линия ввода ингибитора; 9 – факельная линия.
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. На обустроенных и введенных в разработку месторождениях необходимость подачи ингибитора в скважину предусматривается проектом разработки и, поэтому сооружать звено по подаче ингибитора не следует. Для снижения потерь газа нужно максимально использовать возможность испытания скважин с подачей газа в газопровод.
Если скважины вскрывают пласты с низким давлением, и на месторождениях на завершающей стадии их разработки исследования с выпуском газа в газопровод встречают определенные трудности, что связано с небольшой разницей между давлением после сепаратора и в газопроводе, ограничивающие число режимов исследования. Поэтому для обеспечения необходимого числа режимов в схеме оборудования скважины, подключенной к газосборному пункту, предусмотрена факельная линия для проведения части исследований с выпуском газа в атмосферу.
Исследование скважины на стационарных режимах проводится по заранее составленной программе работ. Объем исследований по этой программе 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 инструменты. Их монтируют на скважине по схемам, показанным на рисунке 1.3.
Перед исследованием скважины на стационарных режимах необходимо ознакомиться с геолого-промысловыми материалами по данной скважине и месторождения. Если процессы восстановления и стабилизации давления, дебита и забойного давления продолжаются несколько часов и более, то следует выбрать ускоренные методы исследования скважины. Перед началом исследования давление на устье скважины должно быть статическим Рст. Исследование нужно начинать с меньшего дебита и наращивать его от режима к режиму. 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 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.
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 составляют один режим работы скважины.
Характер изменения давления на одном режиме с полной стабилизацией забойного устьевого давления и дебита, работой на режиме и с полным восстановлением давления после закрытия скважины показан на рисунке 1.4.
Рисунок. 1.4 - Характер изменения давления при исследовании скважины на режиме.
При значительном количестве жидкости в продукции скважины следует пользоваться глубинными приборами с местной или дистанционной регистрацией забойного давления на различных режимах. Если забойное оборудование и коррозионно-активные компоненты затрудняют 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.
