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

для нужд народного хозяйства страны при рациональном способе его транспортировки.

Если из пласта отбирать газ, не снижая давления ниже давления начала конденсации, то можно избежать потерь конденсата в пласте, вызванных ретроградной конденсацией. Для поддержания давления в газоконденсатный пласт в процессе отбора из него газа необхо­ димо нагнетать сухой естественный газ или воду.

Таким образом, разработка газоконденсатных месторождений, особенно когда имеется оторочка нефти промышленных размеров, связана с решением весьма сложных взаимосвязанных проблем. Чтобы потери конденсата и нефти в пласте свести к минимуму, необходимо добываемый газ после извлечения из него конденсата закачивать обратно в пласт. Это предотвратит ретроградные явле­ ния в пласте, сохранит пластовое давление и повысит извлекаемые запасы нефти и конденсата; с другой стороны, потребуется единовре­ менное капитальное вложение в довольно больших размерах на бурение дополнительных скважин для нагнетания газа и на строи­ тельство компрессорных станций высокого давления. Кроме того, длительное время огромное количество газа не будет использовано в народном хозяйстве.

§39. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПРИ РАВНОМЕРНОМ РАЗМЕЩЕНИИ СКВАЖИН

Гидродинамические расчеты основных показателей разработки выполняются в следующем порядке.

1. Для заданного темпа разработки и предполагаемого режима месторождения рассчитывают изменение во времени среднего давле­ ния по месторождению. При этом, если режим пласта газовый, то среднее давление определяют по обычной формуле материального баланса; если же режим пласта упруго-водонапорный, то среднее давление определяют с учетом вторжения воды в газовую залежь по известным методам.

2.Для заданной схемы размещения скважин и на основании рассчитанного среднего давления определяют изменение пластового давления во времени и по площади.

3.Задаваясь определенным технологическим режимом работы

скважины (зависимостью между дебитом и забойным давлением) и зная пластовое давление для данной расстановки скважин, рас­ считывают изменение во времени дебита скважин.

4. Рассчитывают забойные давления и давление на головке для определенных конструкций скважины.

Режим постоянной депрессии (Ар = рпл—р3= const)

Если известна зависимость отбора газа во времени N (t), то мето­ дика расчета состоит в следующем:

а) по известному N (t) строится график QD (t);

140

г) дебит, соответствующий данному значению времени t, опре­

При постоянном отборе газа (N = const) дебит газа определяется по формуле (97), где вместо Qд подставляется величина Nt.

Чтобы считать падающую добычу при n = const, дебит всех скважин принимается одинаковым, а задаются рядом значений Q.

Определяется

при котором еще не происходит осложнения эксплуатации; п — число скважин. Далее по формуле (98) рассчитывается рпл.

Режим постоянного забойного давления (р3= const)

Если известна зависимость N (t), методика расчета следующая:

При N — const Qh = Nt.

Методика расчета здесь та же, что и выше, и начинается с задания различных значений времени t.

Впроцессе эксплуатации газовых скважин на режиме при р3 —

=const уменьшается дебит газа и резко увеличивается число сква­ жин, предназначенных для поддержания заданного отбора с месторож­ дения.

141

За рн и ()0 принимается пластовое давление и дебит к началу периода падающей добычи, т. е. когда число скважин остается постоянным.

При расчете задаются значениями дебита Q < < ?0 и по формуле

— pres и вместо Ъ— Ъх = Ь + 0.

Иногда на практике необходимо осуществлять такую эксплуа­ тацию, при которой давление на входе в установку низкотемпера­ турной сепарации (НТС) постоянное. При этом применяются те же формулы, что и для случая р3 = const. Только в формулы вместо р3

подставляется рнтс es, а вместо Ъ— 62 = й + 0 + 0'e2s, где рнтс — давление на входе в установку НТС; 0' — коэффициент, характери­ зующий потери давления в шлейфе скважины (от устья скважины до установки НТС).

Режим постоянного дебита скважин (Q = const)

в) по графику <?д (t) определяется Qд для данного значения времени t;

г) текущее пластовое давление определяется по формуле Рпл = Рн ~ >

д) забойное давление находится по формуле

Рз = V Рпл — aQ — bQ2.

Если N — const, методика расчета упрощается, так как соот­ ветственно для данного режима (?д = Nt и n = const.

При режиме Q = const увеличивается депрессия на пласт, кото­ рая с течением времени достигает значительной величины. При достижении максимально допустимой величины депрессии необхо­

142

димо установить для скважины новый технологический режим (например, = const или Ар = const), при котором не будет ослож­ нений во время эксплуатации.

Задача. Определить условия разработки газового месторождения при по­

Q = лR%.hm =3,14 •9 •10е •20 •0,2= ИЗ •10е м».

143

Коэффициенты А и В определяем по формулам И. А. Чарного и Е. М. Мин­ ского:

А а х (in h + i i + R()No ) ;

__________ 6-10 -6 .10 -8 .1,293 -0,6 __________ v

3,142 -0,2-1,693 ■10-1» . i,03 •Ю« . 400 •9,81 Х

Рпл— (Рпл — 2,5)2= (1,65 •10_3<7+ 4,13 ■1O-9? 2) •1,032

или

Рпл= 3,5 •Ю-4? + 8,75 ■10-1052 + 1,25 кгс/см2.

Пользуясь полученной формулой, строим график зависимости рпл от д (рис. 78). Данные для построения графика приведены в табл. 14.

Изменение пластового давления рпл во времени определяем по формуле

N .

Рпл — Рн----- Q- -j- Part.

144

Для подстановки t в годах получим

9 •Щб

Я

10 Заказ 579

Г л а в а YII

ОСВОЕНИЕ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

Ввиду различных физико-геологических свойств продуктивных пластов и физико-химической характеристики насыщающих кол­ лектор жидкостей и газа технология освоения скважин должна быть разработана с учетом этих особенностей. Поэтому освоение скважин необходимо рассматривать как сложную комплексную проблему, включающую как вскрытие продуктивных объектов, так и вызов притока жидкости и газа из пласта.

Освоение скважины состоит из этапов: вскрытие пласта бурением; комплекс подготовительных работ; вскрытие пласта перфорацией; вызов притока газа и жидкости.

§ 40. ВСКРЫТИЕ ПЛАСТА БУРЕНИЕМ

Основные причины снижения качества вскрытия пласта

Качественное вскрытие продуктивных пластов имеет решающее значение для успешного освоения нефтяных и газовых скважин. Теоретические и лабораторные исследования, а также промысловые данные свидетельствуют о том, что промывочные жидкости на вод­ ной основе, применяемые для вскрытия пластов, часто снижают естественную проницаемость пористой среды. Лабораторные иссле­ дования с использованием естественных и искусственных кернов и различных вод показывают, что проницаемость пористой среды снижается на 15—60%.

1 16

Установлено, что добавка к промывочной жидкости на водной основе различных реагентов, улучшающих ее структурно-механи­ ческие свойства, снижает естественную проницаемость коллектора

(табл. 16).

В табл. 17 приведены данные, по которым видно резкое сниже­ ние коэффициента продуктивности скважин на Майкопском газокон­ денсатном месторождении после их глушения глинистым раствором.

На фильтрационную характеристику коллектора огромное влия­ ние оказывают количество фильтрата и промывочной жидкости и глубина их проникновения в пласт. Это в свою очередь при прочих равных условиях зависит от качества промывочной жидкости, вели­ чины избыточного давления на забой скважины в процессе вскрытия пласта и продолжительности вскрытия.

Свойства промывочной жидкости должны обеспечивать следующее.

1.Минимальное проникновение фильтрата и самой промывочной жидкости в призабойную зону пласта.

2.Предотвращение образования стойкой водо-нефтяной эмуль­ сии и набухания глинистых частиц, находящихся в продуктивной зоне пласта.

3.Простота извлечения из призабойной зоны фильтрата и твер­ дой фазы промывочной жидкости.

4.Недопустимость образования осадков, снижающих прони­ цаемость пористой среды.

5.Высокие скорости проходки в процессе вскрытия пласта. Этим требованиям частично или полностью отвечают специально

обработанные глинистые растворы, растворы на углеводородной основе, пены, газообразные агенты.

Пути повышения качества вскрытия пласта

Глинистые растворы с добавкой ПАВ

Для снижения отрицательного влияния фильтрата промывочной жидкости на коллекторские свойства пласта в последние годы к гли­ нистым растворам стали добавлять поверхностно-активные вещества

(ПАВ). Добавка ПАВ обычно вызывает вспенивание глинистого раствора. Так как это может привести к осложнению в нроцессе бурения, то для предотвращения вспенивания применяют специаль­ ные пеногасители.

Назначение реагентов-пеногасителей состоит в том, чтобы путем воздействия на физико-химические свойства системы создавать условия для предотвращения образования пены или для ее разруше­ ния и освобождения воздуха (газа) от жидкостной пленки. Воздей­ ствие этого в зависимости от типа пеногасителя и характера вспе­ ненной системы может заключаться или в вытеснении вещества с меньшей поверхностной активностью или в образовании насыщен­ ных мономолекулярных слоев на поверхности жидкости. Эти про­ цессы происходят самопроизвольно и быстро, что позволяет бурить скважины без остановок.

В практике бурения применяются различные по своей природе и свойствам пеногасители, эффективность действия которых про­ является по-разному в зависимости от многих факторов.

Проведенные исследования и некоторый опыт промысловых испытаний показывают перспективность меловых растворов, кото­ рые в определенных условиях с успехом могут быть применены для вскрытия нефтяных и газовых пластов. Преимущество мелового

Плотность жидкости с применением мела в качестве утяжелителя можно довести до 1,5 г/см3. Лабораторные и промысловые исследо­ вания показали, что для утяжеления 1 м3 промывочной жидкости (доведение плотности с 1,1 до 1,5 г/см3) требуется израсходовать 715 кг мела (при плотности мела 2,5 г/см3).

Типовая рецептура перевода мелового раствора в меловой высококальцевый раствор следующая: в исходный меловой раствор добав­ ляется 10—15% конденсированной сульфит—спиртовой барды (КССБ), 23% хлористого кальция плотностью 1,35 г/см и пенога­ сителя.

Промывочные жидкости на углеводородной основе

В качестве дисперсионной среды в растворах на нефтяной основе используются нефть и нефтепродукты (дизельное топливо, соляровое масло и др.), а в качестве дисперсной фазы — окисленный битум. Роль глины в растворе на нефтяной основе выполняет битум, а роль воды — дизельное топливо. В отличие от частичек глины, имеющих способность образовывать структуру в глинистом растворе, частицы битума обладают слабой способностью образовывать связнодис­ персные системы. Поэтому в растворы на нефтяной основе добавляют небольшое количество структурообразователя. В качестве структурообразователей используют мыла жирных кислот или окись кальция.

Разработаны две рецептуры растворов на нефтяной основе с исполь­

148

зованием окисленного битума, но отличающиеся структурообразователями.

По первой рецептуре растворы на нефтяной основе приготовля­ ются из следующих компонентов (вес. ч.):

Недостатком этой рецептуры является то, что для приготовления растворов на нефтяной основе необходим подогрев глиномешалки,

вкоторой смешиваются компоненты, до температуры 60—80° С.

Вхолодном состоянии битум диспергируется в дизельном топливе чрезвычайно медленно. Этот недостаток устраняется при использо­ вании в качестве структурообразователя окиси кальция, что пред­ усмотрено по второй рецептуре. Она наиболее проста, апробиро­ вана в промысловых условиях. Раствор приготовляется из известково­ битумных порошков. Для этого применяют окисленный битум и нега­

шеную известь. Соотношение битума и извести устанавливается 1 : 1 или 1 : 2. Если требуется утяжеленный раствор на нефтяной основе, то количество извести снижается и вместо нее вводится утяжелитель.

По этой рецептуре для приготовления РНО в зависимости от нужных параметров требуется (вес. ч.):

иустойчивой гидрофобизации частиц извести, в результате хемо­ сорбции полярных компонентов битума, можно получить структу­ рированные системы невысокой плотности с нулевой фильтрацией

иудовлетворительными структурно-механическими свойствами.

фобизации поверхности тверодй фазы (добавка сульфонола). Технология приготовления раствора следующая. Известково­

битумный концентрат (смесь дизельного топлива с битумом, известью и водой) плотностью 0,96—0,98 г/см3 в приемной емкости насосов разбавляют дизельным топливом, обрабатывают сульфонолом и утя­ желяют сухим баритом. Затем в соответствии с требуемыми пока­ зателями добавляют необходимое количество исходного известково­ битумного концентрата. Для вскрытия продуктивных пластов также используются мазутно-соляровые растворы.

Эффективность применения РНО для вскрытия пласта подтвер­ ждена данными практики. Так, в табл. 18 приведены результаты освоения скважины, в которой пласт был вскрыт с применением

149