Особенности исследований газовых скважин

Особенности гидродинамических исследований газовых скважин по сравнению с нефтяными обусловлены, прежде всего, различиями в физических свойствах газа и нефти и неодинаковыми условиями эксплуатации. В частности:

- плотность газа (зависит от давления, температуры и состава газа) на 2-3 порядка меньше плотности нефти;

- вязкость газа на 2-3 порядка ниже вязкости нефти;

- дебиты газовых скважин (в среднем сотни тысяч – до миллиона и более кубических метров в сутки) на 2-3 порядка выше объемных дебитов нефтяных скважин;

- скорости фильтрации газа в пласте и стволе скважины выше соответствующих скоростей нефти;

- устьевые давления в газовых скважинах достаточно высокие (они меньше отличаются от забойных) и гораздо выше устьевых давлений в нефтяных скважинах (которые гораздо меньше забойных давлений на величину, обусловленную столбом нефти в стволе скважины);

- резкое изменение термобарических условий в процессе ГДИС газовых скважин, возможность гидратообразования и разрушения пласта в призабойной зоне, часто наличие в составе газа кислых - коррозийно-активных компонентов (H2S, СO2 и др.), опасные и вредные свойства газа (взрыво- и пожароопасность, вредное воздействие на организм человека и окружающую среду) предъявляют повышенные требования к ГДИС, технике, глубинным приборам и оборудованию, технологии проведения ГДИС.

ГДИС газовых скважин на море проводятся в более сложных, лимитированных по времени условиях.

При вызове притока из скважины могут быть получены нефть, газ, газовый конденсат, пластовая вода или их смесь. Иногда из пласта вообще не получают притока, в этом случае пласт считают «сухим». При испытании скважины необходимо получить следующую информацию: дебит жидкостей (раздельно нефти, газа, конденсата и воды), устьевое и забойное давления при различных режимах работы скважины, физико-химические свойства жидкостей и газа, данные о восстановлении пластового давления, температурный режим работы скважины. По скважинам, где получена пластовая вода, желательно определить приемистость пласта. Обработка этих данных позволяет получить сведения о продуктивности скважины и фильтрационных параметрах призабойной и удаленной зон пласта.[6]

Для того чтобы исключить ошибочные выводы о характере насыщения пласта и его коллекторских свойствах, наряду с прямыми методами (получение данных по результатам исследования скважины) используют косвенные методы, основанные на сравнении полученных данных с ранее известными по аналогичным пластам. При сравнении результатов испытания учитываются физико-химические свойства флюидов, газосодержание, пластовое давление и температура.

Для предотвращения осложнений (гидратопарафинообразование, вынос песка, потеря герметичности бурового инструмента) в процессе испытаний, необходим постоянный контроль за устьевыми параметрами.[7]