Аналитика



Испытание газовых скважин факторы, подлежащие выяснению

Глава V

ИСПЫТАНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ФАКТОРЫ, ПОДЛЕЖАЩИЕ ВЫЯСНЕНИЮ

По окончании бурения, очистки    и освоения    газовой    скважины

производится ее испытание, имеющее    целью выяснить    характер сква

жины. Глубина, диаметр, конструкция скважины, способ оборудования забоя, качество пород, литология пласта и его мощность известны по данным бурения. Испытание должно выяснить:

1)    дебит газа;

2)    давление в скважине, сполна закрытой;

3)    давление при разных размерах    дебита;

4)    температуру пласта;

5)    уд. вес газа;

6)    состав газа;

7)    давление атмосферы при испытании;

8)    имеется ли в скважине вода и скапливается ли в скважине вода,

9)    вынос частиц пластовой породы.

Первые три фактора излагаются в виде таблицы, и по ней строится, индикаторная кривая «давление — процент отбора», а знание остальных факторов нужно для вычислений. Кривая «давление — процент отбора» — основная характеристика скважины. Она нужна для установления рационального процента отбора.

Не следует ограничиваться одним испытанием скважины по окончании бурения. Необходимо периодически повторять это испытание через определенные промежутки времени. Первое время промежутки между испытаниями не должны быть длинные. Например в течение первого года эти промежутки могут быть по 3 или 4 месяца, а затем можно их удлинить до 6 и до 12 месяцев. В эти промежутки входит не только время эксплоатации, но и временное бездействие, а также время ремонта, чистки и пр. Очень часто после длительного временного бездействия дебит и характер скважины оказывались уже другими.

Давление замеряется при помощи манометра, который обычно ставится на газопроводе около скважины или на елке. Небольшие давления замеряются трубчатым V-образным ртутным манометром.

Для замера больших давлений применяют пружинные манометры..

Обыкновенные пружинные металлические манометры не дают достаточной точности. Обычно их чувствительность не велика и колебания давления менее 0,07 am не улавливаются. Для точных замеров давлений, превышающих 1,5 ати, при испытании газовых скважин в США обычно применяются особые манометры, называемые «Dead weight gage» (манометр мёртвого веса) и имеющие значительную чувствительность. Они улавливают колебания давления в 0,003 апк

При испытании газовых скважин нужно замерять температуру газа, вытекающего из скважины. Этот замер надо делать в газопроводе около скважины, до чок-ниппеля, так как перепад давления, создаваемый чок-ниппелем, понижает температуру газа. Для замера температуры в газопровод вставляется специальное гнездо для термометра или карман. Температура замеряется ртутным термометром. Его помещают в карман, наполненный соляровым или лёгким машинным маслом, а так как масло плохой проводник тепла, нужно выждать достаточное количество времени, чтобы термометр вполне воспринял температуру газа.

Для определения состава газа берут пробу и делают анализ газа в лаборатории. Для взятия проб существуют специальные сосуды и определённая методика.Пробы берутся с сохранением давления. Обычно в анализах, которые даёт лаборатория, не указывается содер-жание парообразной воды в газе, а это надо указывать. Природные газы, выходящие из скважин, всегда содержат воду в парообразном состоянии, и это содержание иногда бывает значительным. Некоторые глубокие скважины в южном Тексасе дают газ, в котором 25% объёма при большом давлении есть парообразная вода.

За последние годы в производство лабораторных анализов газа в США введены новые методы, упростившие и ускорившие это производство .

Определение уд. веса газа также делается в лаборатории. Для этого надо предпочесть взвешивание газа на весах Эдвардса. Можно применять и эффузионный способ, то-есть определение скорости вытекания через узкое отверстие и сравнение этой скорости со скоростью вытекания воздуха. Определение скорости производится на аппарате Шиллинга. Этот способ менее точен, чем взвешивание на весах Эдвардса.

Уд. вес газа нужно также вычислить теоретически по химическому составу газа, и полученную цифру сравнить с цифрой, полученной на весах Эдвардса, или аппарате Шиллинга.

Во время испытания газовой скважины при различных процентах отбора через чок-ниппель дебит газа замеряется счётчиком, поставленным на газопроводе после чок-ниппеля.

ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ ДЛЯ ЭКСПЛОАТАЦИИ И ДЛЯ ИСПЫТАНИЯ

Большинство газовых скважин имеет внутренний диаметр последней колонны обсадных труб 5,5" или 7". Есть много скважин, законченных диаметром 4". Газовые скважины, имеющие диаметр последней колонны обсадных труб более 8", встречаются очень редко.

Внутри последней колонны обсадных труб в газовых скважинах обычно имеется колонна насосных труб, а внутри её — колонна сифонных труб.

В газовых скважинах применяются насосные трубы четырёх диаметров: 2", 2,5", 3" и 4". Газ отбирается через насосные трубы.

Сифонные трубы обычно имеют внутренний диаметр 0,75". Часто применяются также сифонные трубы диаметра 1", реже трубы диаметра 0,5". Они служат для периодического или постоянного удаления воды, скапливающейся на дне скважины. Вода внутри сифонных труб выбрасывается из скважины давлением газа. Кроме удаления воды, сифонные трубы нужны для испытания скважины. Ими можно замерять давление на дне скважины во время добычи газа через насосные трубы.

Последняя колонна обсадных труб служит для закрытия воды и цементируется доверху. В большинстве скважин воду закрывают.

не дойдя до газового пласта. Башмак последней колонны обсадных труб устанавливается над пластом или выше пласта. Зацементировать пространство между этой колонной и породой до верху нужно не только для закрытия воды. Это особенно нужно для того, чтобы газ из пласта не уходил в верхние пористые пласты. При бурении и экспло-.атации газовой скважины нужно принять надёжные меры против утечки газа в стороны и вообще против подземных потерь газа. При эксплоатации газового пласта нужно опасаться этих потерь значительно больше, чем при эксплоатации нефтяного пласта. Газ стремится подняться кверху и легче находит себе путь в верхние пористые пласты и в стороны, чем нефть, которая не так легко может подняться кверху. Газ может пройти и по таким узким порам, каналам и трещинам, по которым нефть не пройдёт или пройдёт в малых количествах.

В отношении подземных потерь газа особенно опасны трещины, имеющиеся в плотных породах палеозоя. Из пласта по-за трубам газ может дойти до какой-нибудь трещины и уйти по ней далеко в стороны. Газовые месторождения, находящиеся между Волгой и Уралом, а также к западу от Волги, в бассейне р. Камы и на Тимане, залегают в палеозойских слоях и обычно содержат трещины. Газовые пласты этих месторождений должны быть хорошо изолированы в скважине как от вышележащих, так и от нижележащих слоёв.

Устьё газовой скважины должно иметь газовую головку или ёлку. Пространство между обсадными и насосными трубами, а также пространство между насосными и сифонными трубами у устья скважины должно быть герметически закрыто. Герметичность всего этого оборудования должна быть испытана на давление, превышающее по крайней мере на 50% предполагаемое давление в сполна закрытой скважине. В США испытывают на двойное давление.

Верхний конец колонны насосных труб должен быть выше верхнего конца колонны обсадных труб. Колонна насосных труб проходит сквозь колонную головку и выше её имеет два ответвления в противоположные стороны. По этим ответвлениям газ может итти из колонны насосных труб. Одно ответвление служит для эксплоатации, а другое — запасное. На каждом ответвлении задвижка. На запасном ответвлении задвижка закрыта и после нее на фланцах или на резьбе поставлена глухая герметическая пробка, которую можно отвинтить или снять и присоединить ответвление к газопроводу. Рабочее ответвление присоединено к газопроводу. Чтобы получить эти ответвления, раньше вставляли в верхний конец колонны насосных труб крестовину, в которой ответвления отходят от вертикальной колоны под прямым углом. Но повороты в 90° для течения газа вообще нежелательны. Нужно плавное протекание по дугам. Поэтому для ответвлений ёлки лучше ставить дуги, постепенно отходящие от вертикального ствола (фиг. 26).

Колонна насосных труб висит на колонной головке. Укрепление этой колонны в головке бывает разных типов: 1) на резьбе и муфте,

2) на фланцах, 3) на соединении типа шлипса и пр. Для герметичности эти соединения иногда снабжаются резиновыми прокладками или сальниками разных типов.

Верхний конец колонны насосных труб закрыт сверху фланцами.

В нижний фланец ввинчен снизу верхний конец колонны сифонных труб. В верхний фланец сверху ввинчена ещё одна сифонная труба, изогнутая плавно в сторону и имеющая задвижку. Бывает и иное, более надёжное прикрепление колонны сифонных труб к крышке, закрывающей верхний конец колонны насосных труб. Таким образом, колонна сифонных труб вверху выходит из колонны насосных труб и отходит в сторону, чтобы можно было выпускать воду.

Если газовый пласт в данном месте не содержит пластовой воды, нижний конец колонны насосных труб устанавливается против середины пласта. Иногда нижний конец колонны насосных труб ставят на дно скважины, чтобы не вся тяжелая колонна насосных труб висела на колонной головке. В таком случае колонна насосных труб против

а    Фиг.    26.    б

пласта должна иметь отверстия для входа газа. Эти отверстия заранее по расчёту делаются на поверхности до спуска колонны. Колонну, которую ставят на дно, иногда внизу снабжают костылём, содержащим три стальных острия. Этот костыль врезывается в породу под пластом и удерживает нижнюю часть колонны от вращения в том случае, если колонна на какой-либо высоте имеет одно соединение с левой резьбой, чтобы можно было отвинтить и вынуть часть колонны, находящуюся выше этого соединения. Костыль не врезывается целиком в породу. Между отростками костыля газ может входить снизу в колонну насосных труб.

Если в данном месте нижняя часть газового пласта содержит пластовую воду, колонна насосных труб не доводится до водоносной части пласта. Нижний конец её устанавливается против верхней части пласта, немногим ниже кровли.

Во многих газовых скажинах на дне их при эксплоатации скапливается небольшое количество воды. Присутствие воды объясняется следующими причинами

1)    вода стекает сверху из водоносных слоев вследствие недостаточно удачного закрытия воды;

2)    вода идёт по пласту со стороны.

Скапливающуюся в скважине воду нужно своевременно удалять, чтобы она не закрыла пласт. Воду удаляют при помощи сифонных труб давлением того же газа. Нужно, чтобы нижний конец колонны сифонных труб был как можно ниже. Он немного не доводится до дна скважины, чтобы вода могла входить в сифонные трубы. Сифонные трубы также можно ставить на дно скважины на костылях. Иногда в сифонных трубах на разной высоте имеются так называемые «клетки», содержащие отверстия для входа газа, чтобы газ мог входить в трубы и вспенивать воду.

Некоторые скважины, дающие вместе с газом небольшие количества воды, углубляют на 3 или 4 м в породу под пластом. Полу» чается так называемый «колодец» или «зумпф», в котором скапливается вода. В таком случае она не закрывает нижнюю часть пласта. Сифонные трубы опускаются в этот колодец.

Обычно насосные трубы спускаются с пакером, который устанавливается выше газового пласта. Если башмак последней колонны обсадных труб находится недалеко от пласта, пакер ставится в башмаке этой колонны и герметически закрывает пространство между обсадными и насосными трубами. Если башмак колонны обсадных труб находится намного выше пласта, пакер ставится выше пласта между породой и насосными трубами, и в таком случае этот пакер называется «Formation-packer» (пакер для породы). Пространство между пакером и дном скважины называется камерой давления. В ней скапливается давление, нужное для поднятия воды внутри сифонных труб. Если нормальное давление при добыче газа недостаточно для выдавливания воды внутри сифонных труб до поверхности, на короткое время закрывают задвижку на газопроводе около скважины, и в скважине ниже пакера увеличивается давление. После этого открывают задвижку на верхнем конце сифонных труб, и из них идёт вода. Когда почти вся вода вышла и из сифонных труб пошла вода с газом, закрывают задвижку на сифонных трубах, открывают задвижку на газопроводе и возобновляют добычу газа. Это—периодическое удаление воды. Объём «камеры давления» и высоту постановки пакера рассчитывают сообразно с давлением и количеством сжатого газа, нужными для выдавливания воды.

Если даже давление после временной остановки не может поднять воду До поверхности, превращают колонну сифонных труб в природный газлифт, вспенивают воду в сифонных трубах тем же газом и уменьшают её удельный вес. Для этого сифонные трубы должны иметь «клетки» с отверстиями и обратными клапанами. Иногда применяются «пусковые клапаны».

Из некоторых скважин, имеющих достаточное давление газа и значительный приток воды, одновременно добывается газ из насосных труб и вода из сифонных труб. Иногда и газ, и вода добываются одновременно из сифонных труб, а насосные трубы в это время закрыты.

Если сифонные трубы дают воду с газом, эта смесь идёт в трап, где газ отделяется от воды. Газ из верхней части трапа идёт в газо-

провод, а вода выпускается автоматически из нижней части трапа. Для этого трап имеет автоматический поплавковый регулятор уровня, открывающий или прикрывающий задвижку на выпускной трубе в зависимости от количества воды в трапе. Давление в трапе такое же, как в верхней части колонны сифонных труб. В трапе возможен и вакуум, если по газопроводу газ отсасывается компрессором.

Ставят пакер на насосных трубах выше газового пласта по следующим причинам:

1.    Под пакером легче и быстрее можно создать остановкой эксплоатации давление, нужное для подъёма воды по сифонным трубам, как это изложено выше. Если пакера нет, приходится создавать давление внутри всего объёма в обсадных трубах, и на это требуется больше газа и больше времени. Если в верхней части обсадных труб или в колонной головке есть хотя бы малая утечка, нужное давление создать будет трудно или на это потребуется много времени, а утечка газа в верхней части колонны обсадных труб, подверженной коррозии, бывает часто.

2.    Пакер уменьшает давление газа на колонную головку и на задвижку, если таковая имеется ниже колонной головки. Пакером давление в скважине разделено на две части. Над пакером давление значительно меньше, чем под пакером. Это давление можно регулировать. Можно оставить над пакером половину или одну треть того давления, которое имеется под пакером. Для этого выше пакера внутри обсадных труб оставляется определённое количество газа, которое и регулируется краном или задвижкой на выпускном отводе, поставленном на обсадных трубах ниже колонной головки или на самой колонной головке. При обычной эксплоатации этот кран закрыт. В случае надобности через него можно выпустить в газопровод после чок-ниппеля некоторое определенное количество газа или ввести в обсадные трубы некоторое количество газа из газопровода до чок-ниппеля. Если значительная часть давления снята пакером, колонная головка и задвижка под ней работают значительно менее напряженно. Предупреждена утечка газа через задвижку и колонную головку.

3.    В такой же мере, как на колонную головку, пакер уменьшает давление газа на Ьбсадные трубы. Нужно оберегать обсадные трубы от всяких лишних напряжений и принимать меры к продлению их долговечности. Обсадные трубы, которыми манипулировали вовремя бурения, закрытия воды, очистки и освоения скважины, нужно считать частично изношенными. Они уже не имеют прежней крепости. Толщина стенок их местами могла уменьшиться вследствие стирания бурильными трубами при их вращении и вследствие внешней коррозии, причиняемой подземными солёными водами. Особенно разрушительно действует хлористый магний, содержащийся в пластовых водах. В сравнении с обсадными насосные трубы могут считаться более новыми и более крепкими. На них можно давать более значительную нагрузку. Напряжение, создаваемое внутренним давлением, пропорционально диаметру, как это видно из формулы Барло.

где Рг— допустимое напряжение, равное 0,25 временного сопротивления растяжению;

Р — внутреннее давление в кг/см2;

D — наружный диаметр труб в см; д — толщина стенок труб в см.

Диаметр насосных труб значительно меньше диаметра обсадных труб, и им можно дать более значительное внутреннее давление.

Если насосные трубы износились, их легко заменить новымиг а зацементированные обсадные трубы вынуть и заменить новыми невозможно. Нужно стараться нагрузку на обсадные трубы переносить на насосные. Это и делает пакер, поставленный в башмаке обсадных труб или ниже башмака. Если поставлен пакер, можно иметь обсадные трубы с меньшей толщиной стенок, т. е. более дешёвые. Пакерг имеющий малую стоимость, даёт выгоду и в этом отношении.

4.    Если обсадные трубы пропускают воду, она скапливается над пакером и не идёт в нижнюю часть скважины, т. е. не затапливает пласт. Скапливаясь над пакером, вода уплотняет пакер и увеличивает его герметичность.

5.    Если газ содержит сероводород, трубы, внутри которых он идёт, сильно страдают от коррозии и быстро выходят из строя. Газ, выходящий из пласта, всегда содержит парообразную воду, а в присутствии воды сероводород действует особенно губительно на железо ~ Если сероводород разъел насосные трубы, их можно сменить на новые. Если сероводород разъел обсадные трубы, это — катастрофа: раскроется верхняя вода, возникнет утечка газа в стороны, могут начаться обвалы и т. д. Нужно стараться всеми мерами предотвращать сероводородную коррозию обсадных труб. Это и достигается установкой пакера, резина которого не страдает от сероводорода. Если по уста» новке пакера некоторое количество газа, содержащего сероводород^ останется внутри обсадных труб, то последний израсходуется на частичную коррозию труб и больше не будет возобновляться, так что серьёзной коррозии не произойдёт. Чтобы предупредить и эту малую коррозию, которую причинит небольшое количество газа, оставшегося внутри обсадных труб выше пакера, можно впустить в трубы какое-нибудь вещество, могущее химически воздействовать на сероводород и в результате реакции дать нейтральное химическое соединение, не портящее трубы.

6.    Если колонна насосных труб висит на колонной головке, то верхняя часть колонны испытывает большое напряжение вследствие значительного веса колонны, так что можно опасаться её обрыва. Пакер берёт на себя часть веса колонны и устраняет возможность её обрыва.

7.    Пакер центрирует колонну насосных труб.

8.    Выше пакера можно поставить одно соединение насосных труб* с левой резьбой, и тогда, в случае надобности, можно вынуть верхнюю часть колонны, легко отвинтить её по левой резьбе, после чего вместо отвинченной части спустить и навернуть на то же место новые трубы. Они могут иметь и иной диаметр. Для этого после одной нижней трубы прежнего диаметра ставится переводник на новый диаметр. Иногда приходится увеличивать или уменьшать диаметр верхней

части колонны насосных труб. На время отвинчивания, подъёма и спуска труб можно поставить в насосных трубах ниже левой резьбы временную пробку, и тогда газ не будет мешать работам по выниманию и спуску труб. Эту пробку можно спустить и поднять на проволочном замерном канате при помощи того оборудования г которое применяется для спуска, установки и подъёма глубинного штуцера Отис нового типа. Пробка удерживается в трубах резиновым кольцом и плашками шлипса вокруг конуса, суживающегося кверху.

Как для испытания, так и для эксплоатации газопровод около скважины должен иметь две ветви, и в них должны находиться чок-ниппели или орифайсы для установления процента отбора.

После чок-ниппеля на газопроводе должен быть счётчик, который после испытания можно снять, если не имеется в виду в первое время эксплоатации производить частые замеры добываемого газа.

Для точных замеров давления в сифонных и в насосных трубах до чок-ниппеля на время испытания ставится «грузовой манометр («манометр мёртвого веса»). К нему проводятся соединительные трубки от сифонных труб и от газопровода, по которому идёт газ из насосных труб. На этих трубках должны быть установлены задвижки. Для испытания скважин, имеющих в закрытом состоянии давление не более 1,5 агпи, вместо грузового манометра ставится ртутный манометр. Для очень малых давлений применяется водяной или спирто-вый манометр. Эти манометры по окончании испытания убираются.

Оборудование скважины для испытания показано на фиг. 27 Насосные трубы соединены с газопроводом, по которому газ идёт на утилизацию.

МЕТОД БЕННЕТА И ПИРСА Испытание газовой скважины, имеющей колонну сифонных труб

Есть разные методы испытания газовых скважин. Мы опишем метод Беннета и Пирса, принятый Горным бюро США и Американской газовой ассоциацией г.

Нужно различать три категории давления:

Pf—Flowing-Pressure — давление текущего газа. Это давление замеряется у устья скважины в газопроводе перед чок-ниппелем. Для разных размеров чок-ниппеля оно бывает разное.

Ph — Head-Pressure—-«головное давление» неподвижного газа. Это есть давление в пласте, замеренное у устья. Оно замеряется в сифонных трубах, которые в это время закрыты, и газ в них стоит неподвижно, а из насосных труб газ течёт в газопровод через чок-нип-пель. При разных процентах отбора это давление — разное.

Р\» — Working-Pressure — рабочее давление в пласте во время отбора газа. При разных процентах отбора оно бывает разное. Это давление непосредственно не замеряется, а вычисляется из Ph и Pf.

Все три давления — в абсолютных атмосферах.

1 См. «New Methods for Control and Operation of Gas Wells», by E. O. Bennet and H. R. Pierce. Доклад об этом методе был сделан на собрании Американской газовой ассоциации 20 мая 1925 г.

ОО

о



Раздел II. Добыча газа


H|F=i


2,5dU8d-


Фиг. 27. Оборудование устья газовой скважины для испытания.

1 — 9 — задвижки,- 10 — сифонные трубки; 11 — насосные трубы; 12 — чок-ниппель; 13 диференциальиый манометр; 14 — счетчик.

U


Между этими тремя давлениями существует определённое соотношение, показанное на фиг. 28.

Pw равно Ph плюс вес столба сжатого газа в скважине, стоящего неподвижно в сифонных трубах.

Pw равно Р/ плюс вес столба сжатого газа внутри насосных труб и плюс потеря на трение и турбулентность при течении газа в насосных трубах.

Ph равно Pf плюс потеря на трение и турбулентность при течении газа в насосных трубах.

Во время испытания задвижки 1 и 3 (фиг. 27 и 28) закрыты-Газ течёт из насосных труб направо. Задвижка 2 открыта. В сифон, ных трубах газ стоит неподвижно.

Он сжат тем давлением пласта, которое имеется при течении газа через данный чок-ниппель. Под тем же давлением газ течёт в насосных трубах, но теряет часть этого давления на трение в насосных трубах и на внутреннюю турбулентность.

Фиг. 28. Схема трех давлений.

/ — 5 — задвижки; 6 — грузовой манометр; 7 — пробка; 8— чек-ниппель; 9 — колонная головка; 10 — газопровод; 11 — обсадные трубы; 12 — пакер; 13 — сифонные трубы; 14 — насосные трубы; 15 — колодец.


Чтобы замерить Pf нужно закрыть задвижку 4 и открыть задвижку 5.

Чтобы замерить РЛ, нужно закрыть задвижку 5 и открыть задвижку 4. Давление Phf будет немногим больше давления Рг

Чтобы вычислить Pw, нужно к Ph прибавить вес столба сжатого газа, который мы можем вычислить очень точно. Но если мы хотим вычислить Pw по Рр это сделать труднее, так как нужно ещё прибавить потери на трение и турбулентность, и для них мы не имеем совершенно точного метода вычисления. Вот потому-то для испытания скважины нам и нужны сифонные трубы, которые для всяких процентов отбора могут дать нам точные цифры Рй, а следовательно и Pw.

Главной характеристикой пласта и основным давлением является Pw, которое мы должны знать для всяких процентов отбора, последовательно делая ряд замеров при чок-ниппелях разных диаметров.

Можно непосредственно замерять Pw, спустив на дно скважины глубинный манометр (Pressure-bombe). Но глубинный манометр очень сложный прибор и стоит дорого. Его спуск в газовую скважину высокого давления весьма затруднителен. Для спуска нужно предварительно вынуть насосные трубы. Спуску глубинного манометра нужно предпочесть точное вычисление Pw по величине Ph.

Предположим, что скважина по окончании бурения вступила во временную эксплоатацию и из нее отбирается некоторый процент максимального дебита. Для испытания по методу Беннета и Пирса выполняют следующие операции:

1.    Закрывают скважину и прекращают выход газа. Ждут некоторое время, чтобы наступила стабилизация давления в закрытой скважине. Замеряют это давление.

2.    Открывают скважину и разрешают газу из насосных труб выходить свободно в атмосферу. Когда установится стабилизация вытекания, замеряют этот дебит. Во время этого вытекания замеряют также давление внутри насосных труб у устья скважины и давление в сифонных трубах, которые в это время закрыты.

3.    Закрывают скважину. Ждут некоторое время, чтобы наступила стабилизация давления в закрытой скважине. После этого открывают задвижку 2 и направляют газ из насосных труб в газопровод через чок-ниппель № 1 (имеющий диаметр 0,125"). Когда установится стабилизация течения газа через этот чок-ниппель, замеряют дебит, давление в насосных трубах, т. е.>Р/ и давление в закрытых сифонных трубах, т. е. Ph.

Заранее вставляют в запасную ветвь чок-ниппель № 2 (имеющий диаметр 3/16"). Переводят течение газа на этот чок-ниппель № 2 и производят замеры Q, Р/ и Ph . В это время в первую ветвь вставляют чок-ниппель № 3.

Переводят течение газа на чок-ниппель № 3 и делают замеры Q, Р/ и Ph.

Последовательно переходят на остальные чок-ниппели производя указанные замеры. Последние замеры делают при самом широком чок-ниппеле № 9, имеющем диаметр 0,75".

Вместо чок-ниппелей для испытания скважины можно применять пластинки орифайс.

4.    Все произведённые замеры излагают в виде таблицы и по этой таблице составляют диаграмму, на которой наносят точки согласно замерам. Диаграмма составляется на Декартовой сетке. Ось абсцисс разделена на равные деления и служит для обозначения дебита. Ось ординат разделена на равные деления и служит для обозначения давления. Сначала по данным замеров наносят на диаграмму точки дДя Ph и соответствующих ему цифр дебита. Затем—точки для Р/ при тех же цифрах дебита. Соединяя эти точки, получают две кривые: одну для Ph и другую для Р/. Для каждой кривой имеется 11 точек.

Крайняя левая и вместе с тем самая верхняя точка расположится на оси ординат и будет показывать Ph в скважине, сполна закрытой. Дебит при этом равен нулю.

Далее расположатся последовательно 9 точек давления Ph при различных диаметрах чок-ниппеля против соответствующих этим диаметрам цифр дебита. Чем больше диаметр чок-ниппеля,тем дальше отойдёт точка направо и книзу.

Крайняя правая и вместе с тем самая нижняя точка расположится на оси абсцисс и будет показывать дебит открытой скважины. Давление при этом у устья скважины будет атмосферное или очень близкое к атмосферному.

В результате для Ph получится кривая, похожая по форме на одну из трёх кривых фиг. 16.

Аналогично наносят на ту же диаграмму гючки замеров Pf и получают кривую, которая в правой своей части расположится ниже кривой Ph.

Для примера приведём диаграмму, фиг. 29, полученную в результате испытания одной определённой скважины. Характеристика этой скважины — такова:

Глубина — 529 м. Уд. вес газа 0,6. В скважину спущены насосные трубы диаметра 4" и сифонные трубы диаметра 1". Температура газа в пласте 15° С. В промежутке между насосными и обсадными трубами над пластом поставлен пакер. Обсадные трубы имеют фактический внутренний диаметр 7,385".

Если вынуть насосные и сифонные трубы, дебит скважины из сполна открытых обсадных труб составляет 27 836 M^jcymm. Дебит

So

55 60 | 45

I 35 I 30

s г5

I 20

1 15 § J0 5

Q


2

с/'

й 'G

<fk

в

/

V/

г*

4V

5    10    15    20    Z5

Де5итп скважины через насосные tnpyfim тыс. м3 суши

Фиг. 29.

7 —абсолютное давление в пласте около скважины; 2—абсолютное давление у устья скважины; 3—атмосферное давление; 4 — абсолютное давление у устья насосных труб; сполна открытых; 5 — абсолютное давление у устья скважины, сполна открытой.

через сполна открытые насосные трубы равен 27 468 мг/сутки, и в это время давление в насосных трубах у устья скважины равно атмосферному, а в закрытых сифонных тру бах у устья скважины 3,16 ата. Давление в скважине, сполна закрытой, у устья равно 46,12 ата.

Как выше сказано, разность между Ph и Pf есть лишь потеря на трение и турбулентность. При малом проценте отбора, т. е. при малом дебите, эта потеря ничтожна, так как внутри насосных труб газ идёт с малой скоростью. Поэтому при чок-ниппелях малых диаметров точки для Рп и Pf практически совпали и на некотором протяжении от оси ординат кривая Ph и кривая Р/ идут по одной линии, но дальше, при более значительном дебите, они начинают расходиться, и кривая Pf идёт ниже кривой Ph, отходя от неё всё дальше и дальше. С увеличением дебита возрастает скорость газа внутри насосных труб и сильно увеличиваются потери на трение и турбулентность. Величина этих потерь для каждого отдельного дебита определяется расстоянием по вертикали между линиями Ph и Pf.

При отборе 8495 мг газа в сутки давление у устья скважины в насосных трубах и в закрытых сифонных трубах почти одинаковое. 0но равно 42,18 ата.

При отборе 14 159 м3 сутки Ph равно 36,56 ата;

a Pf немного меньше этой цифры.

При дальнейшем увеличении дебита давление в насосных трубах падает быстрее, чем в закрытых сифонных трубах.

Максимального расхождения линии Ph и Pf достигают в крайнем правом углу, т. е. при максимальном дебите. Это расхождение составляет 2,16 am.

5. На той же диаграмме наносят третью кривую. Она должна показывать абсолютное рабочее давление в пласте около скважины при разных процентах отбора. Это есть кривая для Ру>. Она расположится выше кривой Ph. Расположение точек для Pw вычисляют по величинам Ph> прибавляя к ним вес столба сжатого газа от пласта до устья.


Плотность газа в скважине ца разной глубине различна. Она увеличивается с увеличением глубины. Аналогичное явление наблюдается в воздухе. Плотность воздуха и давление атмосферы на высоких горах—значительно меньше, чем на уровне океана. Давление безгранично убывает с высотой по экспоненциальному закону. Если мы будем откладывать давление по оси абсцисс, а высоту h по оси ординат, то получим кривую, изображённую на фиг. 30.

Аналогичная кривая получится и для давления газа в скважине.

В курсах физики и метеорологии выведена «барометрическая формула»: 1

h

Р= Р0е

где Р—давление воздуха на какой-нибудь высоте;

Р0 — давление на уровне океана; е—основание натуральной системы логарифмов = 2,71828; h — высота, где давление Р;

р

Н - высота однородной атмосферы, равная —

У о

где у о — плотность воздуха на уровне океана.

Пирс и Раулинс воспользовались барометрической формулой для вычисления давления газа на дне скважины и вывели следующую формулу:

PW=P,V’293 1()7^ .    (6)

В. А. Михельсон. Курс физики. 1939, стр. 131.

Здесь Ph и Pw в ата;

е — основание натуральной системы логарифмов;

L — глубина скважины от устья до середины газоносного пласта; Л — удельный вес газа по воздуху;

1.293— уд. вес воздуха в кг/м3 при 0° и 760 мм рт. ст.

Путём упрощения Пирс и Раулинс вывели формулу

Ру,= Рп (1 + 0,0001185-L-A).    (7)

Здесь 0,0001185 — вес в кг/см2 столба воздуха высотой 1 м при 15° и давлении 1 кг/см2.

По формуле (7) составлена табл. 13. В ней даны множители, на которые надо умножить Ph, чтобы получить Pvv.

Подставив в формулу (8) глубину 529 м и удельный вес газа 0,6 для скважины предыдущего примера, получаем

Pw = Ph• 1,038. Следовательно, абсолютное давление в пласте:

Pw = 46,12-1,038 = 47,88 ата.

При отборе 14159 мг/сутки Рw =36,56-1,038—37,95 ата и т. д.

Получив вычислениями Pw для всех чок-ниппелей, проводят кривую Pw.

Кривая Ph в направлении направо и книзу, с увеличением Дебита и уменьшением давления, постепенно отходит от кривой Pf и приближается к кривой Pw. Расстояния между этими кривыми в вертикальном направлении показывают: между P/и Ph—потери на трение и турбулентность и между Рл и Pw — вес столба сжатого газа в сква-жине. Первые постепенно увеличиваются, а второй уменьшается. С уменьшением давления и увеличением скорости вес столба сжатого газа в скважине делается все меньше и меньше. Схематически это отдельно показано на фиг. 31.

Главное значение имеет кривая Pw. Она характеризует скважину и пласт.

Множители, на которые нужно множить Ph , чтобы получить Pw . Температура 15°С

Л X Л X

Удельный вес

газа

я ^

я

0,60

0,65

0,70

0,75

0,80

0,85

0,90

0,95

1

1,500

1,450

1,400

1,107

1.103

1,100

1,116

1,112

1,108

1,124

1,120

1,116

1,133 1,129 1 124

1.142

1,138

1,133

1,151

1,146

1,141

1,160

1,155

1,149

1,169

1,163

1,158

1,178

1,172

7,166

1,350

1,300

1,250

1096

1,092

1,089

1,104

1Д00

1,096

1,112

1,108

1,004

1,120

1,116

1,111

1,128

1.123

1,119

1,136

1,131

1,126

1,144

1,139

1,133

1,152

1,146

1,141

1,160

1,154

1,148

1,200

1,150

1,100

1,085

1082

1,078

1.092

1,089

1,085

1,100

1,095

1,091

1,107

1,102

1,098

1,114

1,109

1,104

1.121

1,116

1,111

1,128

1,123

1,117

1,135 1,129 1Д 24

1,142

1,136

1,130

1,050

1,000

950

1,075

1,071

1,068

1,081

1,077

1,079

1,087

1,083

1,079

1,093

1,089

1,084

1,100

1,095

1,090

1,106

1,101

1,096

1,112

1,107

1,101

1,118

1,113

1,107

1,124

1,119

1Д13

900

850

800

1,064

1,060

1,057

1,069

1,066

1,062

1,075

1,071

1,066

1,080

1,076

1,071

1,085

1,081

1,076

1,091 1,086 1*081

1,096

1,091

1,085

1,101

1,096

1,090

1,107

1,101

1,095

750

700

650

1,053

1,050

1,046

1,058

1,054

1,050

1,062

1,058

1,054

1,067

1,062

1,058

1,071

1,066

1.С62

1,076

1,071

1,066

1,080

1,075

1,069

1,084

1,079

1?73

1,089

1,083

1,077

600

550

500

1,043

1,040

1,036

1,046

1,042

1,038

1,050

1,046

1,040

1,053

1,049

1,044

1,057

1,052

1,047

1,060

1,055

1,050

1,064

1,059

1,053

1,068

1,062

1,056

1,071

1,065

1.059

450

400

350

1,032

1,028

1,025

1,035

1,031

1,027

1,037

1,033

1,029

1,040

1,036

1,031

1,043

1,038

1,033

1,045

1,040

1,035

1,048

1,043

1,037

1,051

1,045

1,039

1,053

1,047

1,042

300

250

200

1,021

1,018

1,014

1,023

1,019

1,015

1,025

1,021

1,017

1,027

1,022

1,018

1,028

1,024

1,019

1,030

1,025

1,020

1,032

1,027

1,021

1,034 1,028 ' 1,022

1,036

1,030

1,024

150

100

50

1 011

1,007

1,004

1012

1,008

1,004

1,012

1,008

1,004

1,013

1009

1,004

1,014

1,010

1,005

1,015

1,010

1,005

1,016

1,011

1,005

1,017

1,011

1,006

1,018

1,012

1,006

Примечание:

Таблица перечислена в метрические меры инж. П. А. Теснером.

6. Производят новую серию замеров через те же чок-ниппели или орифайсы, но при таком положении: газ в чок-ниппель или орифайс идёт из сифонных труб, а насосные трубы в это время закрыты.

Для описываемой скважины цифры получились такие:

При отборе через сифонные трубы 8 495 мг газа в сутки абсолютное давление в сифонных трубках у устья скважины равно 38,67 ата, а в закрытых насосных трубах в то же время 42,18 ата.

При отборе через сифонные трубы 14 159 м3 газа в сутки абсолютное давление в сифонных трубах у устья равно 29,74 ата, а в закрытых насосных трубах 36,56 ата.

При отборе газа через сполна отрытые сифонные трубы при закрытых насосных трубах дебит равен 20 530 м3/супгка. В это время давление в сифонных трубах у устья скважины атмосферное, а в закрытых насосных трубах у устья — 26,36 ата.

Результаты замеров второй серии наносятся на отдельную диаграмму. Для описываемой скважины она изображена на фиг. 3!. Цифры Ph получены замерами давления в закрытых насосных трубах у устья, цифры Pf—замерами давления в сифонных трубах, из которых газ шёл через соответствующий чок-ниппель или орифайс, a Pw вычислено по Рь, Кривая Pw оказалась совершенно такой же как и на диаграмме первой серии замеров (фиг. 29). Кривая Ph также оказалась тождественной с кривой Ph первой серии замеров, но сплошной линией мы её довели только до давления 26,36 ата и дебита 20 530 м3, так как в это время сифонные трубы были сполна открыты.

Кривая Pt второй серии замеров сильно отличается от кривой Pf первой серии. Она с увеличением дебита быстро отходит книзу, т. е. при том же дебите понижает давление у устья. Сифонные трубы при том же давлении сильно снижают дебит в сравнении с насосными. На диаграмме фиг. 37 нанесена ниже Pf четвёртая кривая. Она показывает, на сколько снижают дебит сифонные трубы в сравнении с насосными при одинаковом давлении. Расстояние этой линии от оси ординат по горизонтальным линиям, т. е. при одном и том же давлении равно расстоянию между линиями Pf двух диаграмм (фиг. 34 и 37), т. е. разности дебитов через насосные и сифонные трубы. Эта разность есть результат сопротивлений, которые сифонная линия оказывает движению газа в сравнении с насосными трубами, имеющими более значительный диаметр.

Из рассмотрения двух диаграмм выясняется интересный факт. Абсолютное рабочее давление Pw, когда газ вытекает из сифонных труб, равно Ph в насосных трубах у устья плюс вес столба сжатого газа в скважине. Когда газ вытекает из насосных труб давление Pw равно Ph в сифонных трубах у устья плюс вес столба сжатого газа. В обоих случаях Pw получается одинаковое. Следовательно, при каждом проценте отбора абсолютное рабочее давление в пласте около скважины одно и то же, независимо от способа добычи, и зависит от процента отбора. Оно возрастает с уменьшением процента отбора и обратно. В результате дебит зависит от давления пород (rock-pres-sure) и от абсолютного рабочего давления Pw в пласте около скважины. Если выпускать газ из пласта через колонну*труб малого диа-

метра, даже сполна открытую в атмосферу, эта колонна создаст большое обратное давление на пласт и ограничивает вытекание газа из пласта. Она действует аналогично чок-ниппелю или орифайсу. Так например, колонна сифонных труб внутреннего диаметра 1" длиной 529 неоткрытая в атмосферу, создает обратное давление на пласт в размере 26,36 am и уменьшает дебит на 6 938 м3 в сутки в сравнении с дебитом из открытых насосных труб диаметра 4". Применив сифонные трубы диаметра 0,75", мы увеличим обратное давление на пласт и уменьшим процент отбора. Трубы 0,5" окажут еще более значительное противодавление. Но оперировать сифонными трубами вместо чок-ниппеля практически неудобно. Есть только три диаметра сифонных труб. Спускать и вынимать их труднее, чем устанавливать чок-ниппель*. Но они имеют выгоду в том отношении, что не дают обмерзания при перепаде давления. В этом отношении они аналогичны глубинному штуцеру.

На основании вышеизложенного мы приходим к заключению, что лучшим и наиболее правильным способом выражать или определять «рабочую способность» скважины (Working-capacity) есть обозначение абсолютного рабочего давления Р^ в пласте около скважины. Это обозначение не зависит от оборудования скважины.

Вторая серия замеров нужна для двух целей:

1)    для более полной характеристики скважины,

2)    для проверки замеров первой серии.

Если вторая серия замеров для величин РА и Pw дала другие цифры, чем первая, это означает, что:

1)    или допущены ошибки в замерах,

2)    или изменилось состояние скважины.

Может быть на дне скважины начала скапливаться вода, или образовался обвал, или возникла подземная утечка газа.

Нужно снова произвести две серии замеров и освидетельствовать скважину.

7. Если обе серии замеров дали одинаковую кривую, на основании этой кривой составляют третью диаграмму . Она должна содержать относительную кривую «давление — процент отбора». Величины дебита и давления первых двух диаграмм выражены в конкретных цифрах.

Дебит в м3/сутки и давление в атмосферах.

На третьей диаграмме те же величины выражены в процентах: дебит в процентах от дебита скважины, сполна открытой, и давление в процентах от давления в скважине, сполна закрытой.

Такая характеристика будет более ясной. Она покажет, какую часть давления мы теряем, принимая тот или иной процент отбора, так как дебит в процентах от дебита открытой скважины и есть процент отбора, а давление в процентах от давления закрытой скважины есть та часть пластового давления, которую мы сохраняем при эксплоатации в пласте около скважины. Вместе с тем это есть противодавление на пласт.

Относительная или процентная кривая давление — процент отбора для описываемой скважины оказалась относящейся к типу кривых А (фиг. 16). Она показывает, что, если мы при эксплоатации снизим давление пласта около скважины на 20%, мы будем иметь 49%, отбора. Основные величины, по отношению к которым для данной скважины вычисляются проценты дебита и давления, составляют, как это было сказано раньше, дебит сполна открытой скважины,, 27 836 мг/сутки и давление в закрытой скважине на дне против пласта 47,88 ата.

Предположим, что на этой скважине решено установить 20%. отбора. Это составит 27 836 хО,2 =5 567 м*/сутки. Фиг. 16 показывает, что абсолютное рабочее давление на дне скважины будет при этом 47,88x0,95=45,49 ата.

Диаграммы фиг. 29, 32 не есть «кривые жизни скважины». Это есть «кривые состояния скважины». Определения, на основании которых были составлены эти кривые, были сделаны не в начале жизни скважины. Они были произведены спустя несколько месяцев после вступления скважины в эксплоатации). Давление в пласте 47,88 ата — не первоначальное давление. В первый день эксплоатации давление в пласте было выше этой цифры, и дебит открытой скважины превышал 29 000 м3/сутки. Но фиг. 16 характеризует и прошлую, и будущую жизнь скважины. Установленное ею отношение между процентом отбора и процентом давления закрытой скважины будет такое же и во всю будущую жизнь. Кривая фиг. 16 сохранит свою форму в течение всего времени эксплоатации скважины. Будут уменьшаться конкретные цифры добычи и давления. Но, так как фиг. 16 выражена не в конкретных цифрах, а в процентах, и так как отношения основных величин останутся постоянными, то она сохранит свою форму.. Абсолютное давление на дне закрытой скважины и дебит скважины, сполна открытой, будут понижаться равномерно, так как дебит—функция давления. Например, если через несколько лет абсолютное давление на дне закрытой скважины понизится на 50% и будет 23,94 атаг дебит сполна открытой скважины понизится также на 50% и будет 13 918 мК

Если пройдёт ещё несколько лет и абсолютное давление на дне закрытой скважины упадёт до 30%, т. е. до 14,37 ата, дебит открытой скважины будет 27 836x0,3=8 351 м3/сутки и т. д.

Если это понижение дебита и давления нанести на диаграмму, мы получим типичную кривую понижения дебита и давления в месторождении газового режима, изображённую на фиг. 33.

Предположим, что после двух лет эксплоатации абсолютное давление на дне закрытой скважины понизилось до 35,15 ата. Это составе ляет 73,4% от 47,88 ата. В таком случае и дебит сполна открытой скважины понизится на 26,6% и составит 27,836 х0,734=20432л*3/сут-ки. Если сохраняется тот же процент отбора, то через тот же чок-нип-пель скважина будет давать 20 432x0,2—4 086,4 м3 газа в сутки. При этом согласно фиг. 16 абсолютное рабочее давление в пласте около скважины во время эксплоатации будет 95% от 35,15 ата, т. е. 33,39 ата. Это будет Pw. Чтобы получить Phy нужно разделить на 1,038. Получим 32,17 ата. Сохранится 20% отбора при том же чок-ниппе ле.

Если мы возьмём не относительную, а конкретную кривую дебит-давление, в которой дебит выражен м3, а давление атмосферами,

то в течение жизни скважины эти цифры будут постепенно и равномерно понижаться, и для каждой определённой даты мы должны будем вычерчивать новую кривую. При правильной разработке месторождения все эти кривые будут аналогичны. Они будут сохранять свою форму, уменьшаясь в размерах, т. е. равномерно приближаясь к нулю осей абсцисс и ординат. Для этого можно взять кривую Pw фиг. 29 или 32. Если через год, через два, через три года и т. д. будут сделаны испытания описанной скважины, будут получены новые кривые Pw и все они будут друг другу параллельны, но каждая следующая кривая расположится немного ниже и левее предыдущей. Дебит и давление будут с одинаковым темпом уменьшения стремиться к нулю.

Фиг. 32.

7 — абсолютное давление в пласте около скважины;

2 — абсолютное давление у устья сквжикы; 3 — уменьшение дебита, обязанное сопротивлению в сифонных трубах; 4 — атмосферное давление; 5 — абсолютное давление и дебит газа, вытекающего из сифонных труб, сполна открытых, у устья скважины; 6 — абсолютное давление и дебит скважины, сполна открытой.

На фиг. 34 изображена диаграмма, которая была составлена в 1940г. для одной из газовых скважин Седь-Иольского месторождения на Тимане в предположении, что скважина будет правильно эксплоати-роваться с 20% отбора. Первоначальный дебит этой скважины в открытом состоянии был около 1 млн. мг/сутки. Первоначальное абсолютное давление на дне закрытой скважины было 69,37 ата.

Нанесены предполагаемые будущие кривые для Pw.

Однократное испытание газовой скважины не может указать, с каким темпом кривые Pw будут стремиться к нулю. Для выяснения темпа понижения дебита и давления необходимо через длительные промежутки времени произвести еще два или три испытания и сопоставить получившиеся кривые. Нужно построить кривые «дебит—время» и «давление-время». В качестве дебита для этих кривых надо брать дебит сполна открытой скважины, а в качестве давления — абсолютное давление на дне сполна закрытой скважины. Можно брать и эксплоатационный дебит, но только при одинаковом проценте отбора. Можно брать и абсолютное эксплоатационное давление на дне скважины,

Линия времени &/гя 20% omlfofla

Фиг. 34. Газовая скважина на Седь-Иодьском месторождении. Абсолютная кривая дебита и давления.


о too \300 -JOO 700    /ш

Q - Вебшъ скдоЖи^ы слома в ш/а /5


т. е. Рм, но только при одинаковом проценте отбора. При малом проценте отбора понижение дебита и давления будет очень медленное, и промежутки между испытаниями должны иметь большую продолжительность.


Фиг. 33. Кривая падения дебита и давления в течение жизни скважины газового режима.

Повторение испытания нужно не только для выяснения темпа понижения дебита и давления. Оно нужно, чтобы следить за состоянием скважины. Если при каком-нибудь испытании получилась для Ри кривая другой формы, не похожая на установившуюся кривую прежних испытаний, или если темп понижения дебита и давления резко увеличился, это означает, что в скважине или в пласте случилось что-то неладное. Могли произойти, например, следующие явления:

1)    частичное раскрытие верхней воды;

2)    подземная утечка газа в верхние пласты;

3)    обвал;

4)    наводнение из соседней, неправильно пробуренной скважины;

5)    изменение режима месторождения и т. д.

Нужно произвести обследование скважины и принять соответствующие меры.

Испытание газовой скважины, не имеющей колонны сифонных труб

Если в скважине нет колонны сифонных труб, а пространство между насосными и обсадными трубами внизу закрыто пакером, нет возможности непосредственно замерить Ph и по нему вычислить Pw. Можно замерить лишь Pf. Приходится вычислять Pwпо Рр т. е. прибавлять к Pf вес столба сжатого газа и потери на трение и турбулентность.

Для этих вычислений можно воспользоваться формулой газопроводов. Мы можем приравнять скважину к газопроводу. Общепринятой в газопроводном деле считается формула Т. Веймаута:

где Q — количество газа в м3/сутки, исчисленное при стандартных условиях, т. е. при атмосферном давлении и 15°;

D — внутренний диаметр газопровода, в см;

PL — абсолютное давление в начале газопровода в ата;

Р2 — абсолютное давление в конце газопровода в ата;

Л — уд. вес газа по воздуху;

L — длина газопровода в км.

Разность между Рг и Р2 есть потери на трение и турбулентность, т. е. как раз то, что нам нужно. Газопроводная формула не учитывает вес столба сжатого газа. Вес столба сжатого газа мы при определении Pw по Ph можем учесть отдельно. Нам нужно определить Рл по РгТак как между ними такая же разница, как между Рх и Р2, мы можем в газопроводную формулу вместо Р3 поставить РЛ, а вместо Р2 поставить Рг

(9)

Мы должны найти Ph —остальные величины все известны.

W-fN ш.1

(10)


Pl-Ph


(10

(12)

(13)


/? =


I'D


P^VPl + R2, q V jl q Vr2


( qVal

288- D2667


2330


Здесь L2 есть эквивалентная длина двухдюймовых труб, выраженная в метрах и помноженная на удельный вес газа. В качестве труб номинального диаметра 2" взяты стандартные газопроводные трубы, имеющие фактический внутренний диаметр 2,041". Эквивалентной длиной называется та длина двухдюймовых труб, при которой полу-чается такая же пропускная способность, как та, которую имеет газопровод другого диаметра. Для разных труб эквивалентная длина двухдюймовых труб показана в табл. 14.

Таблица 14

1 М труб HOMH-' нального диаметра в дюймах

Фактический внутренний диаметр труб в дюймах

Эквивалентная по пропускной способности длина 2-дюймовых труб в м

1 м труб номинального диаметра в дюймах

Фактический внутренний диаметр труб в дюймах

Эквивалентная по пропускной способности длина 2-дюймовых труб в м

1,5

1,610

3,54

5 75

4,990

0,00849

2

1,905

1 13

5,75

5,190

0,00689

2

2,041

1

6 625

5791

0,00383

2,5

2,441

0 385

6,625

5,921

0,00341

3

2,922

0,147

8,125

7,185

0,00122

3

3,018

0,124

8 125

7,385

0,00105

4

3 958

0 0292

8 625

7,651

0,00087

4

3,990

0,02§0

8,625

7,921

0 00072

Примеры: 1 м труб номинального диаметра 1,5^ пропустит столько же газа, сколько 3,54 м труб диаметра 2*.

1 м труб номинального диаметра 4Л и фактического внутреннего диаметра 3,999" пропустит столько же газа, сколько 0,028 м двухдюймовых труб.

Если колонна труб состоит из труб разных диаметров, каждый отрезок отдельного диаметра пересчитывается на трубы 2", и вся колонна выражается в эквивалентной длине труб 2".

Целью изложенных преобразований формулы Веймаута было получить такие формулы, для которых можно было бы дать таблицы. Формула Веймаута содержит шесть величин. Для неё невозможно составить таблицу, в которой можно было бы находить величину одного неизвестного при различных значениях остальных пяти величин. Теперь она разложена на две формулы, и в каждой формуле — по три величины. Для них можно составить таблицы. Пользоваться таблицами несравненно удобнее, чем делать каждый раз вычисления по первоначальной формуле.

Таблица 15 содержит величины R для различного дебита газа при разных значениях удельного веса газа и длины и диаметра труб, в которых течёт газ. Удельный вес газа, диаметр и длина труб объединены в величине L2, для которой цифры даны в первом вертикальном столбце. Цифры для различного дебита газа даны в верхней горизонтальной строчке. На пересечении вертикальной и горизонтальной строчек находятся величины R.

Таблица 75-

L,

Дебит в тыс. м3

в сутки

в м2

10

20

43

50

70

90

100

150

200

250

100

1,35

2,70

5,40

6,75

9,45

12,15

13,50

20,25

27,00

33,75

200

1,92

3,84

7,68

9,60

13,44

17,28

19,20

28,88

38,40

48,08

300

2,35

4,70

9,40

11,75

16,45

21,15

23,50

35,25

47,00

58,75

400

2,71

5,42

10,84

13,55

18,97

24,39

27,10

40,65

54,20

67,75

500

3,02

6,04

12,08

15,10

21.14

27,18

30,20

45,30

60,40

75,50

600

3,31

6,62

13,21

16,55

23,17

29,79

33,10

49,65

66,20

82,75

700

3,58

7,16

14,32

17,90

25,06

32,22

35,80

53,70

71,60

89,50

800

3,83

7,66

15,32

19,15

26,81

34,47

38,30

57,45

76,60

95,75

9U0

4,06

8,12

16,24

20,30

28,42

36,54

40,60

60,90

81,20

101,50

1000

4,29

8,58

17,16

21,45

30,03

38,61

42,90

64,35

85,80

107,25

1100

4,51

9,02

18,04

22,55

31,57

40,59

45,10

67,65

90,20

112,75

1200

4,71

9,42

18,84

23,55

32,97

42,39

47,10

70,65

94,20

117,75

1300

4,90

9,80

19,60

24,50

34,30

44,10

49,00

73,50

98,00

122,50

1400

5,08

10,16

20,32

25,40

35.56

45,72

50,80

76,20

101,60

127,00

1500

5,26

10,52

21,04

26,30

36,82

47,34

52,60

78,40

105,20

131.50

1600

5,43

10,86

21,72

27,15

38,01

48,87

54,30

81,45

108,60

135,75

1700

5.60

11,20

22,40

28.00

39,20

50,40

, 56,00

84,00

112,00

140,00

1800

5,76

11,52

23,04

28,80

40,32

51,84

57,60

86,40

115,20

144,00

1900

5,91

11,82

23,64

29,55

41,37

53,19

59,10

88,65

118,20

147,75

2000

6,08

12,16

24,32

30,40

42,56

54,72

60,80

91,20

121,60

152,00

2200

6,36

12,72

25,44

31,80

44.52

57,24

63,60

95,40

127,20

159,00

2400

6,65

13,30

26,60

33,25

46,55

59,85

66,50

99,75

133,00

166,25

2600

6,92

13,84

27,68

34,60

48,44

62,28

69,20

103,80

138,40

173,00

2800

7,18

14,36

28,72

35,90

40,26

64,62

71,80

107,70

143,60

179,50

3000

7,43

14,86

29,72

37,15

52,01

66,87

74,30

111,45

148,60

185,7 5

После нахождения R — находят разницу между Ph и Pf по табл. 16.

Величина R


При испытании скважины, не имеющей сифонных труб, делаюг определения давления в закрытом состоянии, дебита в открытом состоянии и давления при разных процентах отбора газа. Вычисляется давление в пласте, полученные цифры излагаются в виде таблиц и составляется диаграмма, пример которой показан на фиг. 35.

При малом проценте отбора, т. е. при большом рабочем давлении кривые Ph и Pf совпадают, но затем они разделяются, и дальше кривая Рй идёт выше кривой Р/, приближаясь к кривой Pw.

Максимально кривые Ph и Pw сближаются в конечной нижней точке, т. е. при сполна открытой скважине, когда вследствие большого разрежения вес столба газа в скважине ничтожен.

Фиг. 35.

7 — абсолютное давление в пласте около скважины; 2 — абсолютное давление у устья скважины; 3 — абсолютное давление газа, вытекающего из устья скважины; 4 — атмосферное давление; 5 — абсолютное давление у устья насосных труб, сполна открытых; 6 — абсолютное давление и дебит газа у устья скважины, сполна открытой.

Величина Ph — Pf    Таблица    16

Абс.

давление

Р/В

ата

Величина R

1

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

60

1

I 0,41

4,1

9,0

14

19

24

29

34

39

44

49

59

2

0,23

3,38

8,02

13,1

18,1

23

28

33

38

43

48

58

3

0,16

2,53

7,04

12,3

17,4

22

27

32

37

42

47

57

4

0,12

2,4

6,08

11,5

16,4

21,3

26

31

36

41

46

56

5

0,10

2,06

6,12

10,5

156

20,3

25,6

30,2

35

40

45

55

б

0,08

1,80

5,7

10,1

14,8

19,7

24,6

29,5

34,4

39,4

44,3

54,3

7

0,06

1,60

5,2

9,6

14,2

190

23,8

28,7

33,6

38,5

43,5

53,4

8

0,05

1,44

5,0

9,0

13,5

18,3

23,0

27,9

32,8

37,7

42,6

52,5

9

0,04

1,03

4,5

8,5

12,9

176

22,3

27,1

32,0

36,9

41,8

51,7

10

0,02

1,12

4,1

8,0

12,3

16,9

21,7

26,4

31,2

35,0

41,0

50,8

12

0,01

1,00

3,6

7,2

11,3

15,8

20,2

25,0

29,7

34,6

39,4

49,2

14

0,86

3,2

6,5

10,4

14,7

19,0

23,6

28,3

33,2

38,0

47,6

16

0,80

2,8

5,9

9,6

13,7

18,0

22,4

27,1

31,7

36,5

46,0

18

0,64

2,6

5,4

8,9

12,7

17,0

21,3

25,9

30,4

35,2

44,6

20

0,60

2,3

5,0

8,3

12,0

16,0

20,3

24,7

29,2

33,8

43,2

25

0,5

1,9

4,1

7,0

10,3

14,1

18,0

22,2

26,5

31,0

40,0

30

0,4

1,6

3,5

6,1

9,0

12 5

16,1

20,0

24,1

28,2

37,0

35

0,3

1,4

3,1

5,3

8,0

И,1

14,5

18,2

22,0

26,0

34,5

40

0,2

1,2

2,7

4,7

7,2

10,0

13,1

16,5

20,1

24,0

32,0

45

0 1

1,1

2,5

4,2

6,5

9,0

12,0

15,2

18,7

22,3

30,0

50

1,0

2,2

3,8

5,8

8,3

11,0

14,0

17,2

20,7

28,0

55

0,8

2,0

3,5

5,4

7,7

10,2

13,0

16,0

19,4

26,5

00

0,7

1,8

3,3

5,0

7,0

9,4

12,2

15,0

18,2

24,7

65

0,6

1,7

3,0

4,6

6,5

8,9

11,3

14,0

17,2

23,6

70

0,5

1,6

2,8

4,3

6,2

8,3

10,6

13,2

16,1

22,0

75

0,4

1,5

2,7

4,0

6,0

1.1

10,0

12 5

15,3

21 2

Скважина, для которой дана диаграмма фиг. 35, имеет следующую характеристику.

Последняя колонна обсадных труб имеет внутренний диаметр 7,385". Башмак её установлен над пластом. В неё спущена колонна насосных труб номинального диаметра 4" и фактического внутреннего диаметра 3,990". Длина её 610 м. Между насосными трубами и башмаком обсадных труб установлен пакер. Газ имеет уд. вес 0,6 и температуру 15,56° С. Абсолютное давление на дне сполна закрытой скважины 48,65 ата. Дебит сполна открытой скважины 141,585 мг в сутки.

Чтобы найти L, находим в табл. 14 множитель для перечисления насосных труб 4" в эквивалентную длину двухдюймовых труб. Множитель будет 0,028. Следовательно, La=610 х0,028 хО,6=10,25.

Различные размеры дебита этой скважины через разные чок-нип-пели указаны в табл. 17, которая специально составлена для этой скважины. При L2 =10,25 величины R, определённые по табл. 15, также помещены в табл. 17. Цифры Pf получены непосредственными замерами давления у устья насосных труб при различном дебите.

Таблица 17

Q

тыс. м3 газа в сутки

R

pf

в ата

Ph-Pf

в ата

. Ph

в ата

0

0

44,5

0

44,5

28300

1,23

44,2

0,01

44,21

56 600

2,45

39,7

0,08

39,78

84 900

3,66

32,5

0,23

32,73

113 200

4,91

21,2

0,6

21,8

137 ООО

5,95

1,01

5,2

6,21

Зная Pf и /?, мы можем определить Ph согласно формуле Ph =

= VPf + R2. Но для этой формулы есть табл. 16.

Потери давления при движении газа внутри насосных труб есть PhРг Исходя из величин Pf и /?, в табл. 16 даны цифры для Р—Р

Такие же цифры Ph мы получили бы, если бы в скважину были спущены сифонные трубы, и если бы мы, закрыв устье сифонных труб, замерили в них давление у устья.

Абсолютное рабочее давление в пласте, преодолевая потери на трение и турбулентность, создаёт движение газа в насосных трубах и преодолевает вес столба сжатого газа в скважине. Pw можно вычислить по формуле

=ph (1+0,0001185 L-zI.F),    (14)

где L — длина колонны труб, в которой течет газ, от середины пласта до устья в м;

А — удельный вес газа по отношению к весу воздуха;

F — коэфициент, зависящий от отношения давления у устья при выходе газа из труб к давлению на дне при входе в трубы. Формула (15) отличается от формулы (8) введением коэфициента F. Формула (8) относится к столбу газа, стоящему в колонне труб неподвижно, а формула (15) — к газу, двигающемуся в колонне труб. Описываемая скважина имеет L—610 и д =0,6. Для неё

Pv,= Ph (1+0,0433 F).

(15)


Словом, чтобы получить Pw, нужно к Pf прибавить вес столба сжатого газа, двигающегося в колонне насосных труб.

Величина коэфициента F в зависимости от различных отношений Pj к Ph видна из табл. 18.

Таблица 18

Отношение

Множитель

Отношение

Множитель

Pf'Ph

F

Pf'<Ph

F

1

1

0,5

0,778

0,9

0,951

0,4

0 743

0,8

0,904

0,3

0,713

0,7

0,859

0,2

0,689

0,6

0,817

ОД

0,673

Величина F зависит от различной плотности газа на разных уровнях в скважине и от различия плотности, причиняемого течением газа в трубах.

Отношение Р) к Ph в первых пяти строчках табл. 17 близко к 1. Поэтому и коэфициент F для этих пяти строчек близок к 1. Он даёт разницу лишь в последней строчке. Для рассматриваемой скважины вычисление дано в табл. 19.

Таблица 19

ж3 газа в сутки

Ph

ата

Множитель

ДЛЯ Ph

Р W

в ата

0

44,5

1,0433

48,6

28300

44,21

1,0433

46,2

56 600

39,78

1,0433

41,5

84 900

32,73

1,0433

34,1

113 200

21,8

1,0433

22,8

137 ООО

6,21

1,0296

6,4

В этой таблице множитель для Ph есть 1 +0,0433 F, как указано в формуле (16).

Проделав вышеизложенные расчёты, наносят на диаграмму кривую для Pw. Затем на основании полученной конкретной кривой

составляют относительную кривую «давление ¦— процент отбора». Для рассматриваемой скважины получилась кривая, очень похожая на кривую А фиг. 16.

Изложенный метод дает возможность как для сифонных, так и для несифонных скважин, замерив один раз, в начале жизни скважины дебит в открытом состоянии и установив форму относительной кривой «давление — процент отбора», знать дебит и давление во все остальные периоды жизни скважины, делая периодические замеры частично открытой скважины и не делая «продувок скважины».

Предположим, что для эксплоатации описанной скважины установлены 20% отбора. Кривая «давление — процент отбора» показывает, что при 20% отбора абсолютное рабочее давление на дне скважины будет 95% от давления в сполна закрытой скважине, которое было 48,6 ата. При такой эксплоатации скважина будет иметь следующие константы:

pw=48,6 х0,95=46,19 ата.

Эксплоатационный дебит Q =141585 х0,20= 28 317 м^/сутки»

Глубина скважины = 610 м.

Уд. вес газа 0,6.

Внутренний диаметр насосных труб 3,99".

Ph-46,19 : 1,0433 = 44,3 ата.

L2= 10,25.

R= 1,23.

Pf=>Vn-R*

Если R меньше 10% Ph, то

<16>

Pf = 44,3 -    =    44,3    ата.

Давление в насосных трубах у устья скважины по манометру должно быть около 43,3 ати.

Для определения рабочего давления в пласте по давлению текущего газа у устья надо знать глубину скважины, диаметр труб, внутри которых идёт газ, дебит и удельный вес газа. По вышеизложенному методу можно получить достаточно точные данные. Вместо этих вычислений можно воспользоваться готовыми табл. 20 и 21. Результаты будут иметь такую же точность.

Если известны глубина скважины, диаметр труб, внутри которых идёт газ, удельный вес газа и абсолютное рабочее давление на дне скважины при открытом истечении, по табл. 21 можно найти дебит сполна открытой скважины. И, обратно, если известны дебит открытой скважины, глубина, диаметр и удельный вес газа, по той же таблице можно определить абсолютное рабочее давление в пласте во время этого открытого истечения.

Эта таблица содержит разность между Pw и Pf для разных величин дебита,, диаметра колонны и давлений на 1000 м глубины скважин при следуюших условиях: уд. вес газа 0,6; дебит исчислен при 760 мм. рт. ст. и 15° С

Таблица 20

Разность между давлением в пласте и давлением у устья и Ру)

Внутренний диаметр трубы в дюймах

Суточный дебит в тыс мг

Абсолютное давление на устье в ата (Pf)

7

14

21

28

35

42

56

70

1,610

2

0,33

0,72

1,06

1,47

1

1,78

1

2,14

2,83

3,55

4

0,70

0,90

1,21

1,55

1,88

2,21

2,86

3,59

6

1,14

1,14

1,35

1,63

1,95

2,27

2,95

з,ез

8

1,68

1,42

1,50

1,75

l,9iJ

2,36

3,01

3,68>

10

12

2,32

2,91

1,80

2,23

1,80

2,11

1,96

2,21

2/21

2,38

2,48

2,63

3,12

3,24

3,76

3,88

14

4,00

2,78

2,42

2,45

2,60

2,80

3,35

3;94г

4

0,41

0,73

1,06

1,42

1,74

2,12

2,83

з,5а

6

0,55

0,81

1,14

1,48

1,81

2,15

2,84

3,55

10

0,96

1,01

1,27

1,56

1,87

2,23

2,90

3,60

14

1,50

1,32

1,46

1,72

2,03

2,30

2.98

3,65

2041

18

2,23

1,71

1,71

1,90

2,17

2,48

3,06

3,73

20

2,63

1,91

1,87

2,00

2,/8

2,62

3,13

3,78

22

3,10

2,15

2,02

2,15

3,38

6,77

3,20

3,82

10

0,54

0,82

1,14

1,46

1,81

2,13

2,83

3,56

15

0,82

0,98

1,22

1,55

1,86

2,20

2,89

3,59

20

1,14

1,19

1,37

1,63

1,96

2,28

2,94

3,62

Я441

25

1,39

1,55

1,55

1,79

2,05

2,37

3,02

3,'{Q

30

1,72

1,76

1,76

1,91

2,17

2,45

3,10

3,75

35

1,98

2,35

2,12

2,12

2,36

2,59

3,18

3,82

40

2,32

2,45

2,27

2,32

2,51

2,72

3,30

3,91

20

0,67

0,85

1,17

1,50

1,83

2,17

2,87

3,5В

30

0,98

1,06

1,39

1,60

1,89

2,25

2,92

3,62

3,018

40

1,39

1,30

1,48

1,71

1,99

2,28

2,93

3,66

50

2,04

1,63

1,71

1,86

2,15

2,43

3,05

3,74

60

2,80

2,04

1,99

2,10

2,30

2,56

3,17

3,80

70

3,67

2,56

2,28

2,36

2,53

2,75

3,33

3,91

80

4,63

3,10

6,67

2,69

2,77

2,93

3,45

4,01

30

0,50

0,78

U1

1,47

1,81

2,15

2,85

3,57

50

0,76

0,93

1,22

1,53

1,84

2,18

2,87

3,58

3,990

70

1,14

U1

1,39

1,63

1,95

2,27

2,93

3,61

Внутренний диаметр трубы в дюймах

Суточный дебит в тыс. м3

Абсолютное давление на устье в ата (Pf)

7

14

21

28

35

42

56

70

3,990

100

1,95

1,57

1,63

1,84

2,12

2,41

3,01

3,68

120

2,61

1,98

1,90

2,00

2,25

2,52

3,09

3,75

150

3,74

2,60

2,31

2,4!

2,52

2,73

3,27

3,90

170

4,55

3,00

2,60

2,57

2,70

2,88

3,40

4,00

50

0,46

0,75

1,09

1,43

1,78

2,12

2,82

3,54

70

0,57

0,81

1,14

1,47

1,81

2,15

2,84

3,55

5,190

100

0,78

0,91

1,19

1,52

1,84

2,18

2,87

3,57

120

0,95

1,01

1,24

1,57

1,88

2,22

2,89

3,?8

150

1,29

1,16

1,40

1,63

1,96

2,28

2,93

3,63

170

1,50

1,32

1,47

1,73

2,01

2,33

2,98

3,67

200

1,94

1,55

1,63

1,63

2,13

2.41

3,03 |

3,74

220

2.27

1,71

1,76

1,91

2,25

2,48

3,08

3,77

250

2,82

1,96

1,96

2,03

2,28

2,59

3,15

2.80

280

3 33

2,28

2,12

2,20

2,41

2,64

3,23

2,85

80

0,49

0,75

1,09

1,43

1,77

2,12

2,82

3,53

100

0,58

0,80

1,12

1,47

1,79

2,15

2,83

3 55

150

0,81

0,96

1,22

1,55

1,84

2,20

2,86

3,58

200

1,19

1,17

1,33

1,62

1,89

2,26

2,89

3,62

5,921

250

1,63

1,34

Г,47

1,71

2,00

2,33

2,96

3,66

300

2,21

1,63

1,63

1,84

2,15

2,43

3,03

3,71

350

2,77

1,95

1,84

2,03

2,30

2,54

3,14

3,78

400

3,45

2 ,с6

2,15

2,23

2,44

2,65

3,26

3,85

150

0,52

0,77

1Д1

1,45

1,78

2,13

2,82

3,54

200

0.62

0,83

1,14

1,50

1,79

2,17

2,85

3,56

7,385

250

0,77

0,90

1,17

1,52

1,83

2,19

2,87.

3,58

300

0,91

0,98

1,24

1,55

1,86

2,22

2,89

3,60

350

1,09

1,30

1,61

1,92

2.25

2,92

3,62

400

1,31

1,22

1,40

1,68

1,97

2,28

2,95

3,64

450

1,56

1,34

1,47

1,73

2,01

2,32

2,97

3,67

500

1,84

1,47

1,55

1,83

2,06

2.38

3,00

3,70

600

2,48

1,79

1,79

1,97

2.18

2,48

3,10

3,75

700

3,26

2,20

2,05

2,22

2,40

2,62

3,18

3,83

800

4,00.

2,68

2,38

2,44

2,61

2,79

3,31

3,94

Таблица 21

Абсолютное рабочее давление в пласте в открытой скважине

Давление у устья скважины —атмосферное

Температура газа 15° С; уд. вес газа 0,6. Количество вытекающего газа исчислено в м^/сутки при 15° и одной атмосфере —1 ата.

Дебит в тыс. мг!сутки

Внутренний диаметр труб в дюймах

Глубина скважины в м

2

5

10

15

20

25

-

-

150

1,12

1,61

2,74

3,86

5,06

6,25

_

_

300

1,26

2,03

3,86

5,41

7,01

9,0

1,610

450

1,41

2,38

4,56

6,61

8,7

10,4

600

1,47

2,74

5,26

7,45

10,0

12,9

900

1,61

3,36

6,46

9,4

13,2

16,0

-

2

5

10

15

20

30

40

50

-

150

1,05

1,23

1,69

2,11

2,88

4,50

5,61

6,60

_

300

1,12

1,40

2,17

2,95

3,86

5,75

7,7

9,5

2,041

450

1,19

1,54

2,66

3,65

4,71

7,20

9,6

11,8

;

600

1,26

1,69

3,02

4,22

5,48

7,80

11,1

13,7

900

1,33

1,96

3,58

5,13

6,40

10,3

13,6

17,1

5

10

20

30

40

50

60

70

80

150

1,09

1,33

1,93

2,74

3,51

4,21

5,06

5,83

6,74

300

1,19

1,61

2,60

3,72

4,77

5.96

7,10

8,35

9,5

2,441

450

1,26

1,83

3,02

4,50

5,83

7,30

8,85

10,3

11,8

600

1,33

2,03

3,51

5,20

6,74

8,43

10,2

11,9

13,6

900

1,47

2,48

4,28

6,40

8,35

10,4

12,9

14,2

17,1

10

20

40

60

80

100

120

140

160

1 170

1

150

1,12

1,44

, 2,18

3,02

3,93

4,84

5,83

6,74

7,ее

) 8,1

300

1,23

1,68

2,91

4,13

5,47

6,81

8,21

8,23

10,8

11,4

3,018

450

1,33

1,97

3,51

5,05

6,65

8,42

10,1

11,6

13,3

14,1

600

1,47

2,18

4,00

5,89

7,8

9,7

11,6

13,5

15,4

16.3

900

1,61

2,59

4,91

7,25

9,6

12,0

14,4

16,8

19,2

20,3

Внутренний диаметр труб в дюймах

20

50

70

ШО

120

150

170

200

250

280

-

1,12

1,55

1,90

2,46

2,88

3,52

3,93

4,63

1

5,76

6,4

1,23

1,93

2,46

3,38

4,01

4,92

5,48

6,46

8,1

9,0

3,990

1,30

2,25

2,98

4,11

4,85

6,05

6,75

8,0

9,99

11,1

1,41

2,53

3,38

4,71

5 62

7,05

7,90

9,2

11,4

12,9

1,55

3,06

4,15

5,83

6,90

8,65

9,2

11,5

14,3

16,0

30

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

1,08

1,15

1,51

1,97

2,46

3,03

3,58

4,07

4,57

5,13

5,70

6,18

1,14

1,26

1,90

2,60

3,37

4,92

5,69

6,46

6,46

7,25

8,0

8,85

5,190

1,20

1,33

2,22

3,13

4,07

5,06

6,01

6,95

7,94

8,9

9,99

10,7

1,24

1,48

2,53

3,70

4,71

5,83

6,95

8,1

9,2

10,3

11,4

12,6

1,40

1,69

3.02

4,36

5,70

7,15

8,55

10,1

11,4

12,9

14,3

15,8

50

100

150

200

250

300

400

500

600

700

800

850

1,05

1,33

1,58

1,86

2,18

2,60

3,27

4,04

4,88

5,59

6,3

6,7

1.14

1,51

1,97

2,46

3,02

3.58

4,57

5,69

6,75

78,6

9,0

9,6

5,921

1,19

1,68

2,36

2,98

365

4,28

5,59

6,92

1

з,з

9,7

11,0

11,7

1,26

1,90

2,60

3,37

4,14

4,91

6,46

8,1

9,7

11,2

12,9

13,7

1,33

2.25

3,16

4,15

5,13

6,20

8,1

10,0

11,9

14,0

15,9

16,9

100

200

300

400

500

600

800

1000

1200

1400

1,12

1,37

1,58

2,00

2,42

2,81

3,65

4,50 1

5,34

6,17

1,19

1,65

2,03

2,70

3,26

3,86

5,05

6,33

7,51

8,80

7,385

1,30

1.86

2,38

3,23

3,97

4,71

6,17

7,74

9,27

10,7

1,44

2,11

2,73

3,72

4,60

4,48

7,25

9,00

10,7

12,6

1 58

2,46

3,30

4,56

5,63

6,60

8,85

11,1

13,3

15,3

Таблица 20 показывает разность между давлением в пласте и давлением у устья для скважины глубиной 1000 м. Для скважин других глубин нужно цифры табл. 20 умножить на глубину скважины, выраженную в тысячах метров.

Цифры разности давлений табл. 20 изменяются пропорционально удельному весу газа. В табл. 20 они даны для газа уд. веса 0,6. Поэтому, если газ имеет другой удельный вес, который назовем g, надо цифры разности давлений таблицы 20 умножить на 1,667 g. Здесь

‘•667=^ir-    04

Скважина № 27 площади Чибью Ухтинского района дала в ноябре 1931 г, газовый фонтан. Газ шел внутри обсадных труб внутреннего диаметра 8". Башмак труб был установлен над пластом. Середина газового пласта лежит на глубине 367 м. Уд. вес газа 0,6. Насосных и сифонных труб не было. Из сполна открытой скважины дебит был 84 534 м3 газа в сутки. Скважину закрыли задвижкой. В ней наросло давление. После того как была достигнута стабилизация давления в закрытой скважине, оно было замерено у устья и оказалось 33,5 ата. Определим давление в пласте.

В таблице 13 для газа уд. веса 0,6 мы находим две близкие цифры глубин:

для глубины 400 м множитель 1,028, для глубины 350 м множитель 1,025.

Для глубины 367 м множитель находим интерполяцией. Он равен 1,0272. На него надо умножить давление у устья. 33,5x1,0272 = =34,41 ата. Следовательно, давление в пласте в сполна закрытой скважине было 34,41 ата. Теперь определим давление в пласте во время вытекания газа из сполна открытой скважины. Зная глубину, диаметр, дебит и удельный вес газа, по табл. 21, мы находим, что во время этого открытого фонтанирования давление в пласте около скважины было только 1,2 ата, т. е. немногим выше атмосферного. Так сильно снижают давление 8-дюймовые трубы. Если бы в скважину были спущены насосные трубы 2,5" и газ шёл только через них, при вышеуказанном дебите давление в пласте около скважины было бы 10,55 ата. Это показывает, что для газовых скважин не только не нужны трубы больших диаметров, но они даже вредны. Газ нужно добывать не через обсадные, а через насосные трубы. Подавляющее большинство газовых скважин в США эксплоатируются через насосные трубы.

Недолговременное фонтанирование газа через сполна открытые обсадные трубы диаметра 8" в скв. № 27 Чибью настолько истощило пласт, что по закрытии скважины потребовалось 3,5 месяца для нарастания давления и достижения стабилизации давления в закрытой скважине.

С увеличением процента отбора возрастает потеря на трение и турбулентность и уменьшается вес столба сжатого газа в скважине. Первое есть PhPf, а второе Pw — Ph. Сначала пересиливало второе явление, а в конце —первое. Результат совместного действия

этих двух явлений.есть Pw— Р/. Эта величина при увеличении про** цента отбора медленно понижалась, а в конце сильно возрасла.

Кривая «давление — процент отбора» показывает (фиг. 32), что,, начиная от давления в закрытой скважине, малое снижение давления— выгодно. Дальнейшее снижение давления делается всё менее и менее выгодным. Особенно невыгодна последняя стадия снижения давления: кривая показывает какой-то «провал» давления при ничтожном увеличении добычи.

Из таблицы 19 видим, что абсолютное пластовое давление в закрытой скважине 48,6 ата. Это есть капитал, который надо экономно расходовать и умело использовать. Первые 28 300 л*3/суточной добычи получаются снижением давления лишь на 2,4 am. Если мы хотим добывать 56 600 mz Icy тки 7 то для получения этой добычи надо снизить давление еще на 4,64 am. Последняя стадия снижения давления совершенно невыгодна. Снижение давления на 16,4 am даёт прибавку в добыче только на 23 800 м3, — после этого давление в устье скважины получается атмосферное. Ясно, что эксплоатировать такую скважину нужно с отбором только 28300 л*3/сутки(20% отбора) и при истощении пласта после длительной эксплоатации долго не следует увеличивать процент отбора выше 40%.

Изменения и дополнения к методу Беннета и Пирса

Метод Беннета и Пирса был введён в 1925 г. За последние 20 лет газовое дело подверглось значительному развитию. Мы предлагаем внести в метод Беннета и Пирса следующие три усовершенствования.

Более точное определение давления на Дне по давлению у устья. Формула для определения Pw по величине Р*, предложенная Пирсом и Раулинсом (формула 7), и таблица 13 имеют большую точность, но не учитывают изменения температуры. Они даны для определённой температуры 15°.

В дальнейшем изложении эта формула подверглась упрощению, которое несколько снизило её точность (формула 8). Теперь имеются более точные формулы и таблицы.

Инженеры Раулинс и Шеллхардт в своей монографии 131 вывели формулу:

(18)

где Pw — абсолютное давление на дне скважины в ата;

Ph — абсолютное давление у устья закрытой скважины в ата;

L — глубина скважины в м;

Л —уд. вес газа по воздуху;

е — основание системы натуральных логарифмов = 2/71828;

Т — средняя абсолютная температура газа в скважине = 273 +t*

Пример. Газовая скважина в закрытом состоянии показала давление у устья 28,1 ати (29,1 ата);газ уд. веса 0,7. Средняя тем-

пература газа в скважине 49° С. Средина газоносного пласта лежит* на глубине 1000 м. Определить абсолютное давление в газовом пласте

е ’    =    1,076;

Pw — Pft= 29,1-0,076 Pw = 31,33 ата.

Если температура газа равна 38°, то

0,7.1000

е 28'8,811 = 1,0791

и

Pw = 29,l (1 + 0,0791) = 31,41 ата.

Это показывает, что температура имеет малое влияние. Понижение температуры на 11° С увеличило давление только на 0,08 am.

Если газовая скважина имеет большую глубину или тяжёлый гаа или если давление у устья больше 42 ата, нужно принимать во внимание отклонение    от закона Бойля. Раулинс и Шеллхардт в    вышеуказанной    монографии    (стр. 166—169)    вывели следующую    формулу:

р    ль

„___™ _    h    g    38.8.Г    /1 Q\

l+pw.*-l +    pft.* е    w

Здесь обозначения те же, что и в формуле(18), а b — отклонение от закона Бойля на каждую атмосферу.

Чтобы получить точную величину Ь для данного газа, нужно знать состав газа, определить Ь для каждой отдельной составной части и взять среднее взвешенное с учётом процентного содержания каждой составной части и испытываемого ею парциального давления. Но если газ содержит не более 1% углекислоты и не содержит воздуха,, можно пользоваться табл. 22.

Рассмотрим предыдущий пример и определим давление на дне скважины с учётом отклонения от закона Бойля. Считаем, что температура газа 38°. В табл. 22 против уд. веса 0,70 и температуры 38° для Ь находим цифру 0,0027. Величина Ь очень слабо возрастает с увеличением давления. Ее изменения при изменении давления так малы,, что Ь =0,0027 мы можем принять и для давления на дне, и для давления у устья закрытой газовой скважины, имеющей не очень большую» глубину. Подставляем цифры в формулу (19):

Pw    291

---—-fill--1 0791 = 29 1

1 + Pw* 0,0027    1 +29,1*0,0027

Pw = 29,1 (I + 0,0027 ¦ Pw) = 29,1+ 0,078 • Pw

0,92-Pw= 29,1, r> 29,1    c

Р«=-б92Г = 31,6 ama

Это есть давление на дне против середины газового пласта. pwph =31,б—29,1=2,5 am.

Коэфициент отклонения от закона Бойля для углеводородных газов

Уд. вес газа

Темпера

тура

°С

Давление сверх атмосферного в ати

21

28

35

42

49

56

15,56

0,0023

0,0023

0,0023

0,0023

0,0024

0,0024

26,67

0,0020

0,0020

0,0020

0,0020

0,0020

0,0020

0,6

37,78

0,0016

0,0017

0,0017

0,0017

0,0017

0,0017

65,56

0,0013

0,0013

0,0013

0,0013

0,0018

0,0013

93,33

0,0009

0,0009

0,0009

0,0009

0,0009

0,0009

15;5б

0,0033

0,0036

0,0037

0,0037

0,0038

0,0038

26,67

0,0030

0,0030

0,0031

0,0033

0,0033

0,0034

0,7

37,78

0,0026

0,0027

0,0027

0,0028

0,0028

0,0028

65,56

0,0019

0,0020

0,0020

0,0020

0,0020

0,0020

93‘33

0,0014

0,0014

0,0014

0,0014

0,0014

0,0014

15,56

0,0047

0,0050

0,0053

0,0054

0,0056

0,0057

26,67

0,0041

0,0043

0,0045

0,0045

0,0047

0,0047

0,8

37,78

0,0036

0,0038

0,0040

0,0040

0,0040

0,0040

65,56

0,0027

0,0027

0,0029

0,0029

0,0029

0,0030

93,33

0,0020

0,0020

0,0021

0,0021

0,0021

0,0021

15,56

0,0063

0,0067

0,0071

_

_

26,67

0,0054

0,0057

0,0060

0,9

37,78

0,0045

0,0045

0,004V

_

65,56

0,0031

0,0033

0,0033

_

93,33

-

15.56

0,0084

0,0088

0,0094

_

_

_

26,67

0,0070

0,0073

0,0078

1,0

37,78

0,0060

0,0061

0,0063

—-

65,56

0,0041

0,0041

0,0041

93,33

0.0030

0,0030

0,0030

_

15,56

0,0138

0,0143

_

_

___

26,67

0,0116

0,0121

_

_

_

_

1,2

37,78

0,0100

0,0106

65,56

0,0067

0,0070

_

93,33

0,0050

0,0054

¦—

Давление на дне, вычисленное без учета отклонения от закона Бойля, было 31,4 ата, а с учётом отклонения — 31,6 ата. Разница или ошибка при первом вычислении 0,211 am невелика.

Замена «продувки» способом обратного давления. Для испытания по методу Беннета и Пирса требуется определение дебита сполна открытой скважины предварительной «продувкой». Беннет и Пирс упразднили все последующие замеры с продувкой, оставив лишь одну во время первого испытания скважины. Однако есть возможность избавиться и от этого замера с продувкой. Нужно его заменить замером дебита газовой скважины по способу обратного давления. Этот способ описан в главе о способах замера дебита скважин.

Построение кривой по методу Пирса и Раулинса*

Обозначим:

qo__дебит скважины, сполна открытой;

q9 .— эксплоатационный дебит через чок-ниппель или орифайс;

Рз — давление в скважине, сполна закрытой;

= проценту отбора,

к

s

д

а>

Ч

m

§

о

с

X

5

?

ГЗ

са

о

X

Cl

со

го

s

е


Рд — эксплоатационное давление при добыче газа через чок-ниппель или орифайс;

Qэ — есть дебит при давлении Рэ;

выраженному в долях единицы;

Р3 — равно давлению в пласте в удале-нии от скважины;

Р3Рэ есть перепад давления, обеспечивающий данный дебит Q3;

Рэ — обратное давление на пласт при эксплоатации.

Если на логарифмическую сетку нанести величины Р32 — Рэ2, то-есть разность квадратов двух давлений против соответствующих им величин Q3, то получим прямую линию.

Если сделать испытание скважины по методу Беннета и Пирса и получить

11 точек (точки для девяти чок-ниппелей и две крайние точки), то все эти точки должны на логарифмической бумаге расположиться но прямой линии при ^ ^ ^    ^

условии, что на оси абсцисс    оша д

даны деления для Q, а на

оси ординат — для Р32 — РД На фиг. 36 даны такие линии для 13 скважин района Монро.

Пирс и Раулинс, предложившие в 1929 г. указанный метод, пола-

гали, что при описанных условиях все скважины дают на логарифмической сетке прямые линии. В дальнейшем оказалось, что далеко не все скважины дают прямые линии.

Для характеристики скважины после её испытания по методу Беннета и Пирса мы предлагаем кроме кривой «давление — процент отбора» на основании данных тех же замеров строить кривую по методу Пирса и Раулинса. Большинство правильно пробуренных и правильно эксплоатируемых скважин дадут на логарифмической сетке прямые наклонные линии. Некоторые скважины дадут ломаные линии, кривые неправильной формы и т. д. Такие скважины подлежат обследованию.

У тех скважин, которые дали правильные прямые наклонные линии, угол наклона этих линий бывает разный. Он имеет большое значение.

Если в течение эксплоатации скважины через определённые длительные промежутки времени производятся её испытания по методу Беннета и Пирса и вычерчиваются кривые по методу Пирса и Раулинса, эти кривые при правильной эксплоатации должны в течение всей жизни скважины сохранить прямой вид и прежний наклон. Если при каком-нибудь испытании оказалось, что форма линии или наклон изменились, значит произошло что-то неладное или ненормальное. Такая скважина подлежит обследованию. Необходимо выяснить причину изменения формы или наклона линии.

Замер дебита газа, выходящего из скважины  »
Библиотека »