6.1 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 определять фильтрационные и ёмкостные свойства продуктивных коллекторов, в частности, проводимость, пьезопроводность, проницаемость, пористость, неоднородность продуктивного пласта и т.п. Следует отметить, что характер и темп перераспределения давления в продуктивном пласте в значительной степени определяется свойствами пластового флюида (природного газа) и физико-литологическими свойствами горной породы.

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 её 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.

Для проведения исследований на нестационарных режимах (по КВД) скважину подключают к газопроводу или на факел (если скважина перед этим была закрыта), и фиксируют изменения на головке, в затрубном пространстве и её дебит. После стабилизации скважина закрывается, и снимают КВД на головке и в затрубном пространстве.

6.2 Газоконденсатные исследования скважин.

Исследования на газоконденсатность осуществляется с целью определения параметров и показателей, являющихся исходными данными для подсчёта запасов газа и конденсата, проектирования разработки и обустройства месторождений, переработки конденсата и контроля за разработкой месторождения.

При исследовании газоконденсатных скважин в первую очередь определяются фазовый и углеводородный составы смеси до начала разработки месторождения или залежи, а затем прогнозируют и контролируют их изменение в процессе эксплуатации в системе ''пласт – скважина – сепаратор – магистральный газопровод''.

Исследования таких скважин классифицируются следующим образом:

- первоначальные исследования всех разведочных и первых добывающих скважин, что позволяет изучить характер изменения газоконденсатной характеристики залежи или месторождения по площади и разрезу, по полученным данным можно судить о наличии нефтяной оторочки;

- текущие исследования – уточнение запасов и потерь конденсата в пласте, получения исходных данных для ежегодного планирования добычи конденсата и обоснования режима сепарации соответственно с текущим составом газоконденсатной смеси;

- специальные исследования фазового и углеводородного составов газоконденсатной смеси в системе ''пласт – скважина – сепаратор – магистральный газопровод'' на различных этапах эксплуатации месторождения (залежи).

Исследования газоконденсатных скважин позволяют получить комплекс данных (газоконденсатная характеристика залежи), включающий в себя:

- фазовый и углеводородный составы газоконденсатной смеси в пластовых условиях до ввода в эксплуатацию месторождения (залежи);

- изотерму конденсации при пластовой температуре;

- содержание конденсата в добываемом природном газе, составы природного газа и конденсата за весь период снижения пластового давления от начального до остаточного;

- изотермы сепарации устьевого природного газа в интервале температур сепарации от 258 до 293 К и давлениях от 2,0 до 10,0 МПа;

- физико-химические свойства и составы природного газа и конденсата, отобранных на устье скважины или же из сепаратора;

- фазовое состояние, составы и свойства природного газа и конденсата в системе ''пласт – скважина – сепаратор – магистральный газопровод''.

Газоконденсатная характеристика нужна в следующих случаях:

- при подсчёте запасов конденсата и компонентов, которые представляют газоконденсатную смесь;

- технико-экономического обоснования способа разработки месторождения (залежи) на режиме истощения или с поддержанием пластового давления;

- для обоснования режима сепарации или же режима работы УКПГ;

- проектирования системы разработки и обустройства газового промысла;

- контроля и наблюдения за разработкой и эксплуатацией месторождения (залежи).

Для осуществления исследований на газоконденсатную характеристику на месторождении выбирается одна высокопродуктивная скважина. Если же месторождение является многопластовым, то исследуется такое количество скважин, чтобы были охвачены залежи, содержащие основные запасы конденсата.

Скважина, выбранная для проведения исследований на газоконденсатную характеристику, должна удовлетворять следующим требованиям:

- она должна эксплуатироваться с минимально допустимым дебитом газа (скорость движения газа на башмаке фонтанных труб 4,0 м/с), обеспечивающим вынос с забоя и из ствола образовавшегося конденсата в исследовательскую аппаратуру;

- подача природного газа осуществляется по фонтанным трубам, спущенным до подошвы исследуемого пласта;

- для обеспечения постоянного дебита газа давление сепарации должно быть менее половины значения устьевого рабочего давления или равно ему;

- при депрессии на пласт, не превышающей 10 %, подготовительный период работы скважины не должен превышать 2 суток;

- подготовительный период работы скважины считается завершенным, в случае, когда давление и температура природного газа на устье скважины постоянны и не изменяются выход и состав (плотность конденсата при его периодических замерах);

-при подключении скважины к газопроводу, после сепаратора следует устанавливать регулятор обратного давления.