книги из ГПНТБ / Ширковский, А. И. Добыча и подземное хранение газа учебное пособие

дящей в движение газ, нефть или воду к забоям эксплуатацион­ ных скважин.

При эксплуатации залежи одновременно могут проявляться различные виды пластовой энергии, некоторые из которых преоб­ ладают в разные периоды времени.

Основные виды пластовой энергии следующие: потенциальная энергия жидкости в поле силы тяжести; потенциальная энергия деформации жидкости; потенциальная энергия деформации пла­ ста; потенциальная энергия свободного газа, потенциальная энер­ гия окклюдированного газа.

От режима эксплуатации пласта зависят конструкция скважи­ ны; дебит скважины; размещение скважин на структуре и площа­ ди газоносности; система сбора и обработки газа, конденсата и нефти; коэффициент газо- и нефтеотдачи; конструкция и техно­ логический режим работы конденсатоперерабатывающего завода; конструкция и технологические параметры начального участка магистрального газопровода большой длины; все технико-эконо­ мические показатели системы дальнего газоснабжения. Поэтому важно использовать естественные геолого-физические условия

атации, при котором были бы наилучшие технико-экономические показатели по системе газоснабжения в целом.

До начала эксплуатации залежи о будущем режиме предполо­ жительно можно судить по данным расчетов о продвижении воды и опыту эксплуатации газовых залежей. Во время эксплу­ атации залежи ее режим устанавливается достоверно по факти­ ческим данным: обводнению скважин краевой или подошвенной водой; перемещению газо-нефте-водяного контактов; форме графи­ ка зависимости приведенного средневзвешенного по объему по-

рового пространства залежи давления pjz от объема извлеченного из залежи газа (нефти) QR. Типичные графики зависимости p/z=f(QR) приведены на рис. 2.

Для зависимости выраженной прямой 1 преобладающей пла­ стовой энергией является потенциальная энергия упругого расши­ рения самого газа. Существенного изменения начального газона­ сыщенного объема порового пространства пласта во времени не происходит, т. е. Qo=const. При одинаковом темпе отбора газа темп снижения давления в залежи наибольший и постоянный. Ре­ жим эксплуатации залежи в этом случае называется газовым.

Зависимость, выраженная кривой 2, указывает на неизменность во времени начального приведенного пластового давления. В этом случае начальный газонасыщенный объем порового про­ странства залежи существенно уменьшается вследствие поступле­ ния пластовой воды в газонасыщенную часть залежи. В этом случае пластовая вода вытесняет газ без существенного его рас­ ширения. Режим эксплуатации залежи называется жестким водо­

20

напорным. Этот режим в практике разработки газовых залежей встречается редко.

Наиболее часто встречается упруговодонапорный режим, вы­ раженный кривой 3. Вначале незначительное продвижение воды

в залежь практически не влияет на pjz. Далее фактическая ли­ нии зависимости p/z=f(QK) отклоняется вверх от линии газового

режима. Во многих случаях имеется прямолинейный отрезок на

кривой 3. По прямолинейному участку зависимости pjz=f(Qa) для газовых залежей массивного типа можно определить началь­ ные запасы газа (в м3) по следующим формулам.

21

водненной зоны при начальном пластовом давлении рн в долях едини­

pB/zB при <3д=0; Q* — фиктивный постоянный объем порового про­ странства залежи, определяемый по прямолинейному участку кривой Рв/Zs — f (Qa) ; Од2, Qm — отобранные объемы газа в момен­ ты времени /2 и t\\ pB\lzB\ и pB2lzB2— приведенные давления, соот­ ветствующие отборам Qm и Q„2, снятые с прямолинейного участка зависимости pB/ z B= f(QJ1) .

Пример 3. Определить начальные запасы газа газоконденсатного месторож­ дения при упруговодонапорном режиме.

Исходные данные: pH/z H=420 кгс/см2; рв.н/г в.в=380 кгс/см2; СД2=4-109 м3; Qm=3-109 м3: Рв2/2в2=210 кгс/см2; pBi/zBi=250 кгс/см2; /и0= 0,25; рн=0,72; SB= 0,28.

Подсчитаем значения ао и йф

З а в и с и м о с т ь д и а м е т р а э к с п л у а т а ц и о н н о й с к в а ж и н ы от р е ж и м а п л а с т а

При эксплуатации газовых скважин их дебит ограничивается по геологическим, техническим или экономическим причинам. Во многих случаях на забое скважины приходится поддерживать по-

22

стоянный .максимально допустимый градиент давления, при кото­ ром не разрушается пласт и не осаждаются его частицы на забое

dp

d R R=R~

где р — пластовое давление в кгс/см2; Я — расстояние, отсчитывае­ мое от оси скважины до любой точки пласта, в м; Rc— радиус скважины в м; С — величина максимально допустимого градиента давления на забое скважины, определенная экспериментально при исследовании скважины, в кгс/см2-м.

Выясним влияние радиуса скважины, гидродинамически совер­ шенной1 по степени и характеру вскрытия пласта, на ее дебит при постоянном градиенте давления на забое скважины.

Зависимость градиента давления от скорости при плоскоради­ альной изотермической фильтрации идеального газа в пласте по

температуре объемный расход газа (дебит скважины); ра— атмос­ ферное давление; 2nRh = F — площадь фильтрации; А*— мощность пласта; р — давление в пласте на расстоянии R от оси скважины; Р* — коэффициент, характеризующий пористую среду, в 1/м; k — в Д; т — в долях единицы; р — плотность газа; ра — плотность газа при стандартных условиях.

Выразим дебит скважины Q через градиент давления на забое

23

где

Таким образом устанавливаем, что дебит скважин прямо про­ порционален ее радиусу. При газовом режиме в процессе эксплуата­ ции пласта коэффициент Лн и дебит скважины Q снижается, так как при постоянной величине градиента давления на забое сква­ жины С уменьшается забойное давление р3-

При водонапорном режиме эксплуатации в газовых залежах пластового типа с краевой водой давление на забоях эксплуата­ ционных скважин р3 можно поддерживать постоянным. В этих условиях дебит эксплуатационной скважины постоянен и он гем больше, чем больше радиус скважины [1].

§ 6. Особенности конструкций газовых скважин

Газовые и газоконденсатные залежи залегают на различных глубинах: от 50 до 8000 м. Для извлечения углеводородных ком­ понентов пластовой смеси на поверхность бурят газовые и газокон­ денсатные скважины.

Газовые скважины эксплуатируются в течение длительного времени в сложных, резко изменяющихся условиях. Давление газа

ляет 2000 кгс/см2. В процессе освоения, исследований, капиталь­ ного ремонта и во время эксплуатации скважин резко изменяются давление, температура, состав газа, движущегося в скважине.

Скважины являются дорогостоящими капитальными сооруже­ ниями. В общих капитальных вложениях на добычу газа удельный вес капитальных вложений в строительство скважин достигает 60—80% в зависимости от глубины залегания пласта и геологи­ ческих условий бурения скважин. Длительность работы скважин и стоимость строительства во многом определяются ее конструк­ цией.

Конструкцией скважины называют сочетание нескольких ко­ лонн обсадных труб различной длины и диаметра, спускаемых концентрично одна внутри другой в скважину. Колонны обсадных труб скрепляются с породами разреза цементным камнем, подни­ маемым за трубами на определенную высоту. Конструкция эк­ сплуатационных газовых скважин зависит от многих факторов, в частности от геологических условий бурения, геолого-физических

24

параметров пласта, физических свойств пластовой смеси, техноло­ гических условий эксплуатации скважин, режима эксплуатации пласта, экономических показателей.

На рис. 3 приведены конструкции газовых и газоконденсатных скважин.

Рис. 3. Конструкции газовых и газоконденсатных скважин:

В л и я н и е ф и з и ч е с к и х с в о й с т в п л а с т о в о й с м е с и на к о н с т р у к ц и ю с к в а ж и н

Законы изменения плотности жидкостей и газов от давления при постоянной температуре различны. В связи с этим величины давлений в стволе и на устье скважин различные при одинаковом пластовом давлении.

Превышение давления нефти и газа над горным давлением мо­ жет привести к образованию трещин, подземным потерям нефти и газа, образованию грифонов, взрывов и пожаров на поверхности. Для предотвращения этих опасных явлений необходимо спу­ скать кондуктор на определенную глубину, примерно равную 0,4 глубины скважины, и цементировать его в стволе скважины до устья. Таким образом, кондуктор предназначен не только для перекрытия верхних обваливающихся пород и зон поглощения, направления скважины, установки противовыбросового оборудова­ ния, превентора, но и для предотвращения разрыва горных пород и подземных потерь газа.

При создании или эксплуатации подземного газохранилища, чтобы предотвратить разрыв горных пород в конце периода за­

25

качки, а также исключить возможность загрязнения питьевой воды в верхних горизонтах, глубина спуска кондуктора

/> (4 ч - 5 ) р н,

где рп— максимально допустимое давление в кгс/см2. Коэффициент динамической вязкости газа в 50—100 раз меньше

коэффициентов динамической вязкости нефти и воды. Поэтому при проектировании конструкций газовых скважин учитывают необходимость герметичности как обсадных колонн, так и скважин. Герметичность обсадных колонн достигается применением резьбо­ вых соединений на концах труб и муфтах со специальной трапе­ цеидальной формой поперечного сечения с тефлоновыми уплотни­ тельными кольцами и использованием фторопластовой уплотни­ тельной ленты (ФУМ). Лента ФУМ из фторопласта 4Д толщиной 80—120 мк обладает высокой химической стойкостью к воздей­ ствию газов, различных углеводородов и кислот, отличается эла­ стичностью, сохраняет свои свойства при температуре рабочего агента от —60 до +200°С и не изменяет их во времени. Ширина ленты 56 мм. Кроме того, применяют герметизирующие уплотни­ тельные составы для муфтовых соединений типа УС-1.

В этот состав входят следующие компоненты: компаунд К-153, имеющий при комнатной температуре вид коричневой густой, сиропообразной жидкости; отвердитель — кубовый остаток гексаметилендиамина, представляющего собой темную жидкость; на­ полнители из смеси порошков (в мае. %): графитовый порошок «П» — 31,4; свинцовый порошок — 43,6; цинковая пыль — 18,7; мед­ ная пудра полированная — 6,3.

Смесь компаунда, отвердителя и наполнителей для смазки резьбовых соединений обсадных труб приготовляется в следующем составе (в мае. %): компаунд К-153— 55,6; отвердитель— 11,1; наполнитель — 33,3.

Состав УС-1 обладает высокой адгезией к металлам, необхо­ димой прочностью, плотностью, стойкостью к переменным нагруз­ кам и воздействию углеводородов (нефти, природного газа, кон­ денсата), позволяет герметизировать муфтовые соединения при очень высоких давлениях и температурах до 150° С. Уплотнитель­ ный состав УС-1 с 1963 г. стали применять для герметизации муф­ товых соединений на Калужском и Щелковском подземных хра­ нилищах.

Для достижения герметичности обсадных колонн муфту сваривают с телом трубы и применяют сварные, безмуфтовые колонны обсадных труб. Опыт применения сварных колонн на га­ зоконденсатных месторождениях Краснодарского края (глубина спуска до 4000 м) показал, что конструкции скважин становятся более совершенными и облегченными вследствие уменьшения за­ зора между стенками скважин и колоннами (с 50—75 мм по тех­ нологическим нормам до 22 мм); достигается герметичность об­ садных колонн; получается экономия металла на 15—20%.

26

Выбор способа герметизации колонн обсадных труб эксплуата­ ционных газовых скважин зависит от особенностей геологического разреза, климатических условий района, глубин скважин, уровня развития техники и технологии бурения, экономических показате­ лей.

Герметичность эксплуатационных газовых скважин обеспечи­ вается также применением определенных марок цемента, дающих газонепроницаемый, трещинностойкий и коррозионностойкий це­ ментный камень за колоннами.

В 1967 г. Харьковский опытный цементный завод института Южгипроцемент изготовил опытную партию расширяющегося тампонажного цемента путем совместного помола портландцементного клинкера Белгородского цементного завода, доменного гранулированного шлака и комовой негашеной извести Белгород­ ского завода стройматериалов. Цемент опытной партии был впер­ вые испытан при цементировании скважин Щелковского подзем­ ного хранилища газа. Эксплуатационные колонны диаметром 146 мм и глубиной 1154 м в скважинах были опрессованы после цементирования и оказались герметичными. В этих скважинах до ■настоящего времени никаких затрубных проявлений не наблюда­ ется.

Коррозионностойкий цементный камень получается при ис­ пользовании шлакопортландцемента с добавками 30% гранулиро­

При испытанци колонны обсадных труб в скважине до цемен­ тирования проверяют герметичность колонн и муфтовых соедине­ ний с помощью газообразного рабочего агента при давлениях, близких к условиям эксплуатации; кроме того, можно заменить дефектную трубу перед цементированием. Этот метод испытания заключается в следующем. Башмак обсадной колонны оборуду­ ется специальным седлом для клапана. Во время опрессовки ко­ лонны клапан разъединяет внутреннее пространство колонны с остальной частью скважины. После опрессовки клапан извлекается на поверхность, а седло разбуривается.

Однако метод испытания колонн обсадных труб на герметич­ ность перед цементированием в скважине имеет недостатки; недоста­ точно время испытания для выдавливания смазки из муфтовых соединений и улавливания утечек газа; в процессе эксплуатации изменяется (повышается) температура колонны, в результате чего уплотнительная смазка размягчается, легче выдавливается газом; возможны прихваты колонн обсадных труб во время испытаний.

Для проверки герметичности цементного камня за колонной, особенно на подземных хранилищах газа, в США используют

27

газообразные радиоактивные изотопы, например аргон Аг — 41, с периодом полураспада, равным 2 ч. На забой скважины спускают специальный прибор, содержащий радиоактивный Аг—41 при дав­ лении, превышающем пластовое, в пласт закачивают природный газ для направления радиоактивного потока в пласт и затрубног пространство. Вмонтированный в прибор часовой механизм через установленное время открывает и закрывает клапан для выпуска газообразного радиоактивного аргона из прибора. При наличии каналов в цементном камне легкий газообразный аргон будет под­ ниматься вверх. В это время с забоя скважины до ее устья под­ нимается индикатор радиоактивных частиц, который и фиксирует наличие или отсутствие каналов в цементном камне во время ис­ следований. Таким способом была обследована 21 скважина на подземном хранилище Хершер.

Качество цементного камня за колонной, высоту его подъема за колонной, равномерность распределения цементного камня по периметру обсадной колонны можно определять с помощью аку­ стического (звукового) каротажа.

Физической основой метода является зависимость скорости прохождения звуковых волн от плотности среды. Так, скорость распространения звука в стали равна примерно 5100 м/с. При получении такой скорости звука считается, что цементный камень за колонной отсутствует. Прибор состоит из источника звуковых колебаний с частотой 25 кгц и приемника, измеряющего время прохождения звука от источника до приемника. Это расстояние примерно равно 1,8 м.

Герметичность скважин и обсадных колонн проверяют путем повышения давления в скважине с помощью закачки в нее воды или воздуха (газа). Величина создаваемого давления определя­ ется диаметром колонн и маркой стали, из которой сделана ко­ лонна. Например, для колонн обсадных труб диаметром 146, 168, 200 мм, выполняемых из стали группы прочности Д, это давление равно 80—100 кгс/см2. Если созданное давление в колонне в течение 30 мин уменьшается не более чем на 5 кгс/см2 скважина считается герметичной.

Герметичность скважин во время эксплуатации проверяют раз­ личными методами: измерением температуры с забоя до устья скважины с помощью дифференциальных глубинных термометров; измерением расходов газа по длине колонны с помощью глубин­ ных дебитомеров; использованием специальных пакеров, смонти­ рованных на передвижных установках.

В 1970 г. компания «Сити Сервис гэс К0» в США испытала новую передвижную установку для определения герметичности эксплуатационных скважин. Установка смонтирована на автома­ шине и обслуживается двумя рабочими. В сутки испытывают две

28

лубрикатор для спуска в скважину под давлением инструмента с гтакером. Пакер устанавливают чуть выше перфорационных от­ верстий. Затем с помощью манометров высокого класса точности замеряют изменения давления в скважине над пакером в течение 1 ч. Если давление не изменяется, скважина считается герметич­

ной.

После этого пакер проверяют на герметичность. Для этого из скважины выпускают часть газа, чтобы давление уменьшилось на 0,14 кгс/см2, и наблюдают за изменением давления в скважине в течение 30 мин. Если давление постоянно, пакер считается герме­ тичным, испытание скважины заканчивается.

В случае снижения давления определяют место утечки газа. Для этого пакер устанавливают выше прежнего места и процесс повторяют. Утечка будет в том интервале колонны, где пакер, установленный ниже, показал утечку, а установленный выше — зафиксировал постоянное давление.

§ 7. Цели исследований газовых скважин

Газовые скважины исследуют различными методами для по­ лучения прямых и косвенных данных о геолого-физических пара­ метрах горных пород вокруг ствола скважины и продуктивного пласта, о физических свойствах насыщающих пласт жидкостей и газов, состоянии призабойной зоны скважин, самой скважины, выкидных линий от скважин и промыслового оборудования.

Сведения о породах и насыщающих пласт жидкостях и газах получают путем отбора образцов пород (керна) в процессе буре­ ния, проб жидкостей и газов в процессе исследований скважин и их анализа в лабораторных условиях. Косвенные данные о геоло­ го-физических параметрах пласта, горных пород вокруг ствола скважины, физических свойствах насыщающих пласт жидкостей и газов, состоянии призабойной зоны и самой скважины получают по сведениям геофизических, газогидродинамических и термоди­ намических исследований.

Промысловые исследования газовых и газоконденсатных сква­ жин позволяют определять: геометрические размеры залежей по площади и разрезу, наличие и размеры экранов и непроницаемых включений, размеры и гипсометрическое положение контакта газ — вода; коллекторские, фильтрационные и емкостные параметры пласта; прочностные характеристики пласта, определяющие добывные возможности скважины; состав и физико-химические свой­ ства газа и жидкостей; условия накопления и выноса жидкостей и твердых пород из пласта на забой скважины и с забоя на поверх­ ность; гидродинамические и термодинамические условия рабо­ ты ствола скважины; фазовые превращения газоконденсатных смесей в пласте, скважине и наземном промысловом оборудова­ нии; начальные и текущие запасы газа и конденсата в залежи.

29