книги из ГПНТБ / Амиян, В. А. Добыча газа [учеб. пособие]

В этом отношении гидропескоструйная перфорация наиболее пер­ спективна.

На рис. 72, а показана скважина со сплошным цементированием и фильтром, созданным перфорацией. На рис. 72, б представлена скважина с фильтром, спущенным непосредственно на эксплуата­ ционной колонне. Для цементирования затрубного пространства выше продуктивного пласта на наружной стороне труб на глубине, Соответствующей кровле пласта, закрепляют железную воронкуманжету, плотно прижатую к породе. Над манжетой в трубах делают несколько отверстий для прохождения цементного раствора из труб в затрубное пространство, а ниже устанавливают чугунный

Рис. 72. Конструкции скважин.

а — со сплошной заливкой; б — с манжетной заливкой; в — с хвостови­ ком; г — с открытым забоем: А — глинистые породы; Б — водоносные пески; В — газоносные пески.

клапан, который после цементирования легко разбуривается. Це­ ментный раствор закачивают в трубы, и через отверстия над кла­ паном он поступает в затрубное пространство выше манжеты. После затвердения цемента клапан разбуривают долотом и скважину сдают в эксплуатацию. Если фильтр изготовляется на поверхности (рис. 72, в), то эксплуатационную колонну спускают до кровли продуктивного пласта и здесь цементируют. После затвердения цемента скважину углубляют на всю мощность продуктивного пласта и в нее спускают так называемый хвостовик с фильтром. Если газовый и газоконденсатный пласты сложены плотными поро­ дами (доломиты, известняки), то эксплуатационную колонну обычно спускают только до кровли пласта, пласт же остается открытым

(рис. 72, г).

Диаметр эксплуатационной колонны

При подаче газа на поверхность по стволу скважины наблюдаются значительные потери давления, которые возрастают с повышением дебита газа и убывают с увеличением диаметра трубы, по которой поднимается газ. При относительно больших дебитах потери могут оказаться настолько значительными, что требуемое количество

130

газа не поступит на поверхность или поступит с очень низким давле­ нием. Так, например, при подаче 200 тыс. м3/сут газа через 51-мм насосно-компрессорные трубы с глубины 1000 м и при. пластовом давлении, равном 90 кгс/см2, теряется около 40 кгс/см2. Пропустить через такую трубу 500 тыс. м3/сут газа вообще невозможно, так как потери превысят пластовое давление. Поэтому особенности газовых скважин (по сравнению с нефтяными) предъявляют ряд дополнительных требований при выборе их конструкции.

При выборе диаметра эксплуатационных колонн решающую роль играют высокие дебиты газовых скважин. Вопрос о выборе диаметра эксплуатационной колонны газовой скважины должен решаться для каждого месторождения с учетом условий бурения, начальных пластовых давлений, возможных дебитов и депрессий, давления в магистральных газопроводах, сроков ввода компрессор­ ной станции и т. д. В этом существенное отличие условий выбора диаметра эксплуатационной колонны газовой скважины от условий выбора диаметра нефтяной скважины.

Применение эксплуатационных колонн, обеспечивающих высокие дебиты скважин, позволяют снизить их общее число (при заданных отборах газа и равных рабочих давлениях на устье). При этом может оказаться, что общие затраты на меньшее число скважин увеличен­ ного диаметра будут меньше затрат на скважины малого диаметра. Решающим при выборе диаметра эксплуатационных колонн в газо­ вых скважинах является всесторонний экономический расчет.

Из всего сказанного ясно, что чем больше диаметр эксплуатацион­ ной колонны, тем больше возможностей создать благоприятные условия для работы скважины. Поскольку в настоящее время необ­ ходимо иногда применять насосно-компрессорные трубы большего диаметра, чем 112 мм, то при определении диаметра эксплуатацион­ ной колонны исходят из максимального диаметра насосно-компрес­ сорных труб.

Иногда при высоких отборах струю газа направляют как по трубам, так и по кольцевому пространству, т. е. газ извлекается на поверхность по стволу скважины только при спущенных насосно­ компрессорных трубах. Такой способ в определенных условиях

твращать возможные осложнения. Однако описанный способ извле­ чения газа можно применять лишь в определенных условиях.

Если газ содержит механические примеси или корродирующую среду, то внутренняя поверхность эксплуатационной колонны будет постепенно изнашиваться, газ будет проникать в заколонное про­ странство, что очень часто сопровождается грифонообразованием и в конце концов скважина может выйти из строя. Вот почему такой способ эксплуатации газовых скважин, т. е. извлечение газа на поверхность по насосно-компрессорным трубам и по кольцевому пространству, можно разрешать только тогда, когда имеется полная

уверенность, что не будет изнашиваться внутренняя поверхность колонны.

Для указанного способа извлечения газа на поверхность диа­ метр эксплуатационной колонны имеет большое значение и может быть принят любого большого размера, однако и в этом случае только с учетом начального пластового давления.

Большие потери давления можно избежать, если в скважины не спускать насосно-компрессорные трубы, а извлекать газ на по­ верхность по эксплуатационной колонне. Такой способ извлечения газа на поверхность применяется очень редко. При этом имеются два основных ограничивающих условия: предотвращение износа внутренней поверхности эксплуатационной колонны; возможность быстрого прекращения фонтанирования. Разумеется, при этом проч­ ностная характеристика эксплуатационной колонны должна пол­ ностью соответствовать ожидаемым начальным пластовым давлениям.

При наличии в скважине насосно-компрессорных труб фонта­ нирование прекращается очень легко и быстро. Без сйущенных же в скважину насосно-компрессорных труб прекращение фонтани­ рования представляет большие трудности и обычно носит очень затяжной характер. А из промысловой практики известно, что из-за малейшего промедления в прекращении фонтанирования сква­ жины очень часто возникают серьезные осложнения, вызывающие открытое фонтанирование и нередко потерю скважины.

Следует еще указать, что предполагаемый дебит скважины должен соответствовать конструкции скважины и качеству ее выполнения. Особое внимание должно быть обращено на высококачественное выполнение ствола скважины: надежное цементирование, надежное соединение отдельных частей колонны и т. д.

Условия, ограничивающие большие отборы газа из газовых скважин

Как отмечалось ранее, в отличие от нефтяных газовые скважины могут эксплуатироваться с большими отборами. Но и при этом имеется ряд ограничивающих условий. К ним относятся: а) подош­ венные воды; б) несцементированные коллекторы; в) пропластковые. воды.

Подошвенные воды. Нередко непосредственно в нижней части газовых пластов, так же как и нефтяных, залегает подошвенная вода (рис. 73, а). Граница вода—газ называется газоводяным кон­ тактом (ГВК). В процессе эксплуатации скважины происходит конусообразный подъем ГВК (рис. 73, б) и при больших отборах газа, т. е. при увеличении депрессии, может произойти преждевре­ менный прорыв воды (рис. 73, в). Иногда вода прорывается в про­ цессе освоения скважины, когда приток газа вызывается большими депрессиями. Поэтому отборы газа приходится уменьшать и сква­ жины эксплуатировать при ограниченных дебитах газа. Кроме

132

того, при наличии подошвенной воды пласт обычно вскрывается не на полную мощность.

В одних случаях скважины бурятся со вскрытием всей мощности газонасыщенной части пласта и несколько ниже ГВК (рис. 74, а), в других газонасыщенная часть пласта вскрывается частично и бу­ рение прекращается, не доходя до ГВК на 3—5 м (рис. 74, б).

В первом случае нижние перфорационные отверстия в эксплуа­ тационной колонке располагаются на расстоянии от 3—5 до 10— 15 м выше ГВК, во втором перфорируется вся вскрытая мощность газонасыщенной части пласта. Таким образом, из-за подошвенной воды в обоих случаях Не вся мощность пласта принимает участие

Рис. 73. Схема прорыва подошвенной воды в процессе эксплуатации скважин.

в работе и, естественно, потенциальные возможности скважины используются ограниченно.

Несцементированные коллекторы. При несцементированных кол­ лекторах эксплуатация скважин обычно сопровождается выносом вместе с газом частиц породы. При повышении отборов газа, т. е. при увеличении депрессии, разрушается призабойная зона и после этого возникают различные осложнения. Если на близком расстоя­ нии от газового пласта имеется водоносный пласт, то разрушение

снижению производительности скважины или же к полному прекра­ щению ее работы. Кроме того, разрушение призабойной зоны часто вызывает деформацию эксплуатационной колонны и вывод из строя скважины. Поэтому скважины, пробуренные на пласты с нецементированными коллекторами, должны эксплуатироваться при не­ больших отборах (или при малых депрессиях), при которых не раз­ рушается призабойная зона.

133

Пропластковые воды. Иногда в газонасыщенном пласте встре­ чаются отдельные пропластки, содержащие воду. При эксплуатации скважин с большими отборами водоносные пропластки начинают усиленно работать и нарушают нормальную эксплуатацию скважин. При этом в зависимости от количества воды дебит газа или сильно снижается, или же совсем прекращается приток газа из пласта.

Может наблюдаться также преждевременный прорыв контурных вод, который происходит по следующей причине. Известно, что газовые пласты, так же как и нефтяные, неоднородны по проницае­ мости. Отдельные зоны и прослои пласта имеют различную прони­ цаемость. На практике приходится иметь дело с несколькими про­ слоями, которые эксплуатируются совместно с четко выраженной неоднородностью по проницаемости. При повышении депрессии, т. е. при увеличении отбора газа из скважины, отдельные прослои работают по-разному. Если большие депресиси вызывают усиленный приток газа из высокопроницаемых прослоев, то низкопроницаемые прослои при этом могут почти не реагировать. По мере усиленного отбора газа из высокопроницаемых прослоев в них будет все в боль­ шем количестве внедряться контурная вода, которая в определен­ ных условиях прорвется к забою скважин и резко снизит приток газа.

Таким образом, при наличии пропластковой воды и резко выра­ женной неоднородности пласта по проницаемости нельзя проводить большие отборы газа из скважин, не повысив проницаемость низко­ проницаемых прослоев.

Что же касается предотвращения разрушения призабойной зоны пласта и преждевременного прорыва подошвенных вод, то необхо­ димо, чтобы принятые отборы газа (или принятая депрессия) не превышала предельных величин по выносу песка и поднятию конуса подошвенных вод.

Наконец, нужно избегать вибрации устьевого оборудования, которая может возникнуть при больших отборах газа из скважины. Вибрация устьевого оборудования вызывает нарушение герметич­ ности фланцевых и резьбовых соединений, что связано с пропуском газа и переходом скважины на открытое фонтанирование. Вибрация может привести также к разрушению отдельных узлов устьевого оборудования.

На основе детального рассмотрения и исследования указанных выше основных факторов с учетом экономических показателей определяется примерная величина отбора газа из скважин, которая в процессе длительной их эксплуатации уточняется.

Определение числа скважин

Число необходимых скважин и время их ввода в эксплуатацию определяется делением допустимого отбора из месторождения в це­ лом на дебит одной скважины:

134

гДе (?д — допустимый отбор газа из месторождения в целом в м3/сут; Qp — отбор газа, обеспечиваемый разведочными скважинами,в м3/сут; к — коэффициент эксплуатации и резерва, равный 1,2; q — дебит одной новой скважины в м3/сут.

Величины Qp и q убывают со временем и для их компенсации приходится бурить дополнительные скважины, чтобы величину QA сохранить постоянной. Если же по данному пласту исчерпаны даль­ нейшие возможности бурения дополнительных эксплуатационных скважин, a QAнежелательно уменьшать, то необходимо к магистраль­ ному газопроводу подключить новые газовые залежи.

Из (96) видно, что чем меньше величина (?р, тем больше потребуется пробурить новых скважин. Поэтому необходимо принимать все меры, чтобы разведочные скважины имели максимально допустимые дебиты.

Если задаваемый проектом суточный отбор Qд месторождения меньше суммарного начального отбора из разведочных скважин Qp, дополнительное разбуривание может быть отложено. Если же задаваемый отбор выше начального отбора из разведочных скважин, то необходимо бурить новые скважины.

Связь между разработкой и эксплуатацией месторождения

При составлении проекта разработки по каждому пласту, кото­ рый в дальнейшем будет эксплуатироваться самостоятельно, необ­ ходимо рассматривать несколько вариантов, чтобы определить наи­ большую эффективность системы разработки.

Так как наши знания о характеристике пласта даже после буре­ ния всех скважин неполностью отражают истинное состояние его

вестественных условиях, то обычно проект разработки составляется

внесколько этапов.

Прежде чем приступить к проектированию системы разработки залежи, необходимо установить изменения ее основных характеристик по мере отбора газа. Надо выяснить, как будет падать давление в залежи, будут ли изменяться ее геометрические размеры. Разре­ шение этих вопросов в большой степени зависит от режима залежи. Если она имеет газовый режим, геометрические размеры остаются неизменными и давление в залежи убывает пропорционально сум­ марному отбору газа.

Лишь в процессе эксплуатации залежи можно определить ее режим по характеру падения пластового давления по мере увели­ чения количества отобранного газа.

Если режим месторождения не чисто газовый, а упруго-водо­ напорный, то по мере истощения залежи будет подниматься подош­ венная вода и, следовательно, уменьшаться объем залежи и пере­ мещаться ее контуры; давление будет падать медленнее, чем при чисто газовом режиме.

В задачи первого этапа проекта разработки газовой залежи, составляемого на основании данных разведки месторождения, входит

135

выбор числа и расположения скважин, назначение режима их эксплуатации, расчеты падения давления в пласте в зависимости от суммарных отборов во времени, выбор промыслового оборудова­ ния и т. д. Эти расчеты обычно делают, предполагая наименее выгод­ ные условия. Так, например, при решении вопросов о расположении скважин и глубине забоев эксплуатационных скважин расчеты ведут, исходя из возможности поднятия подошвенной воды, т. е. пред­ полагая водонапорный режим, которого может не быть в реальных условиях.

Падение давления рассчитывают в соответствии с газовым режи­ мом, при котором давление падает более резко, чем при водонапорном режиме.

В процессе эксплуатации залежи при проведении системати­ ческих промысловых испытаний и наблюдений, показывающих, как изменяются те или иные характеристики залежи, можно уточ­ нить первоначальные исходные данные и расчеты. Так, например, характер падения давления в пласте по мере отбора газа позволяет уточнить сведения о запасах газа.

Рассмотрение характера падения давления и систематические наблюдения за уровнем подошвенных вод и изменением напора в специально выделенных скважинах позволяют уточнить исходные данные о режиме залежи.

Из сказанного выше ясно, что рациональная разработка газо­ вой залежи тесно связана с ее эксплуатацией. Намеченная на осно­ вании исходных данных первоначальная система разработки должна быть откорректирована с учетом данных последующей эксплуатации залежи.

Эксплуатацию газовой залежи можно разделить на три пе­ риода.

Первый период эксплуатации связан с транспортировкой газа по магистральному газопроводу без головной компрессорной стан­ ции. Для этого в начале газопровода должно быть давление, равное приблизительно 40—50 кгс/см2. На пути от пласта до газопровода газ теряет некоторое давление: потери происходят в пласте, в стволе скважины, в устьевом оборудовании и внутрипромысловой сети. Поэтому в пласте должно сохраняться большее давление. Сумми­ рованием всех перечисленных потерь определяется минимальная

которое может быть добыто в первый период эксплуатации. Зная заданный суточный отбор газа, можно определить и продолжитель­ ность бескомпрессорной эксплуатации.

Второй период экпслуатации залежи соответствует транспор­ тировке газа по магистральному газопроводу, но при наличии голов­ ной компрессорной станции. В этот период давление на головках скважин должно обеспечить подачу газа на головную компрессор­ ную станцию.

136

Особенность обратных процессов заключается в том, что крити­ ческая температура углеводородной смеси не является границей возможного существования жидкой фазы, как это наблюдается у индивидуальных углеводородов. Для этих процессов характерны испарение жидкости при повышении давления (точки 7—9) и кон­ денсация при увеличении температуры (точки g—L), т. е. прямо противоположно прямым процессам.

Сущность обратных процессов (ретроградных явлений) объясня­ ется возрастанием коэффициента сжимаемости газовой смеси и уве­ личением летучести ее компонентов при повышении давления. При этом тяжелые компоненты раство­

вых залежей газоконденсатные отличаются содержанием в продукции эксплуатируемых скважин двух фаз — газа и жидкого конденсата.

В процессе разработки залежи при снижении пластового давле­ ния ниже давления начала конденсации система углеводородов претерпевает фазовые превращения, в результате чего часть кон­ денсата (наиболее высококипящие компоненты углеводородов) выде­ ляются из состава газа в жидкую фазу.

Если бы при снижении пластового давления в газоконденсатном пласте не происходили ретроградные явления, то газоконденсатная однофазная залежь вела бы себя как газовое месторождение. Добыча конденсата тогда была бы пропорциональна количеству отобранного газа, а пластовое давление уменьшалось бы линейно с ростом общего отбора. Разработка таких залежей значительно упростилась бы и не было бы потерь конденсата.

По аналогии с понятием «газового фактора», применяемого для нефтяных залежей, газоконденсатный фактор представляет собой отношение количества (дебита) газа в м3 к количеству (дебиту) стабильного конденсата в м3. Иногда газоконденсатный фактор выражают в м3/т. При определении газоконденсатного фактора важно исходить из условий полной сепарации жидкой фазы. Вели­ чина, обратная газоконденсатному фактору, составляет выход кон­ денсата и выражается в см3/м3 или г/м3. Газоконденсатные факторы колеблются в весьма широких пределах: от 1500 до 25 000 м3/м3 и выше.

138

Газоконденсатные месторождения по содержанию стабильного конденсата могут подразделяться на группы: I группа с незначи­ тельным содержанием стабильного конденсата (до 10 см3/м3); II группа с малым содержанием (от 10 до 150 см3/м3); III группа — со средним содержанием (от 150 до 300 см3/м3); IV группа — с высоким содержа­ нием (от 300 до 600 см3/м3); V группа — с очень высоким содержа­ нием (свыше 600 см3/м3).

Газоконденсатные залежи в догруженной части пласта очень часто содержат нефтяную оторочку. Если нефтяная оторочка неболь­ шая, она не имеет промышленного значения. Нередко оторочка нефти имеет довольно большой размер и является объектом попут­ ной или самостоятельной разработки. В некоторых случаях размеры нефтяной оторочки могут превышать размеры газоконденсатной части залежи. Такие залежи по существу являются нефтяными, имеющими газовую шапку, газ которой содержит конденсат.

В соответствии с изложенным, в зависимости от фазового состоя­ ния газоконденсатной системы, наличия и размера нефтяной ото­ рочки газоконденсатные залежи могут быть подразделены на кате­ гории: 1) без нефтяной оторочки (рис. 76, а); 2) с нефтяной оторочкой, не имеющей промышленного значения (рис. 76, б); 3) с нефтяной оторочкой, имеющей промышленное значение; здесь имеется в виду, что объем порового пространства, занятого газовой фазой, пре­ восходит объем порового пространства, занятого нефтью (рис. 76, в),

—залежи такого типа можно назвать газоконденсатно-нефтяными;

4)залежи нефте-газоконденсатные с нефтяной оторочкой, превосхо­ дящей по размеру газоконденсатную часть залежи, и объемом поро­ вого пространства, занятого нефтью (рис. 76, г).

Методы разработки газоконденсатных залежей, в том числе с нефтяной оторочкой, значительно отличаются от методов разра­ ботки газовых и нефтяных залежей. Это отличие в основном обусло­ вливается ретроградными изменениями и наличием нефтяной ото­ рочки.

Ретроградные изменения возникают в процессе разработки газо­ конденсатной залежи без поддержания пластового давления, когда при снижении давления в пласте происходит выделение и значи­ тельные ретроградные потери конденсата. Борьба с этими потерями составляет важную проблему при разработке залежи.

Наличие нефтяной оторочки, имеющей промышленное значение, создает при разработке залежи другую серьезную проблему — предотвращение потерь конденсата и нефти, обеспечение наиболее высоких коэффициентов извлечения запасов конденсата и нефти. Поэтому основные вопросы рациональной разработки газоконден­ сатных залежей сводятся к возможно полному извлечению промышлен­ ных запасов газа, конденсата и нефти наиболее целесообразными, экономически выгодными средствами при минимальном числе эксплу­ атационных и нагнетательных скважин и минимальных капиталь­ ных вложениях. Эту основную задачу разработки необходимо со­ четать с возможностью использования промышленных запасов газа

139