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

§ 49. УСТАНОВЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

На основании систематических исследований работы всей залежи в целом и каждой скважины в отдельности устанавливается техно­ логический режим работы скважины. Технологическим режимом называется такой режим работы скважины, при котором учитывается многообразие факторов, обеспечивающих нормальную ее эксплуа­ тацию. К факторам, которые прямо или косвенно определяют нормаль­ ную работу залежи в целом и каждой скважины в отдельности, можно отнести: а) подошвенные воды; б) коллекторы с несцементированными

газа к забою скважин и срывается их эксплуатация.

Прорыв подошвенной воды может происходить по двум причинам: 1) вследствие неудовлетворительного цементирования эксплуата­ ционной колонны, которое способствует проникновению воды по заколонному пространству (между породой и эксплуатационной колон­

ной); 2) из-за поднятия конуса воды.

Первая причина относительно легко устраняется путем закачки цементного раствора под высоким давлением в заколонное про­ странство. Для устранения второй причины необходимо выполнить довольно большой комплекс предварительных работ до окончатель­ ного ввода скважины в эксплуатацию, а в процессе работы ее соблю­ дать определенные условия.

Известно, что подъем конуса воды проходит по мере извлечения газа из скважин и тем быстрее, чем больше депрессия, допускаемая при работе скважины. Следовательно, если бы с самого начала освое­ ния скважины до ее пуска в окончательную эксплуатацию удалось создать благоприятные условия для извлечения газа при минималь­ ных депрессиях, то несомненно можно было бы предотвратить преждевременный прорыв подошвенной воды, и следовательно, преждевременное обводнение скважины. Поэтому при наличии подош­ венной воды необходимо в каждой скважине осуществить комплекс мероприятий по повышению проницаемости призабойной зоны путем гидравлического разрыва пласта, кислотной обработки, гидропеско­ струйной перфорации и т. д. При этом удается одно и то же количе­ ство газа получить при меньших депрессиях.

Несцементированный коллектор. Он очень мешает нормальной работе скважины. В процессе эксплуатации скважины, если допу­ скаются большие депрессии, вместе с газом на поверхность поступают также частицы породы. Частицы несцементированного коллектора, представляя собой тонко измельченный песок, при больших скоро­ стях потока газа разрушают подземное и наземное оборудование. Большие депрессии, допускаемые в процессе работы скважины, способствуют постепенному разрушению призабойной зоны. Наряду с этим разрушается также цементное кольцо; если в верхней части

210

пласта залегает высоконапорный водоносный пласт, то прорыв воды неизбежен. Вследствие прорыва верхней воды в газонасыщен­ ную часть пласта производительность скважины резко снижается или газ совсем не поступает из пласта. Разрушение призабойной зоны часто вызывает также смятие нижней части эксплуатационной колонны. При этом очень осложняются ремонтные работы в скважине, а иногда из-за смятия эксплуатационной колонны скважина выхо­ дит из строя.

Необходимые условия для нормальной работы газовых скважин с несцементированными коллекторами — отборы газа, при которых не происходит обильного выноса песка и разрушения призабойной зоны. Такой технологический режим работы скважины еще называют оптимальным, а депрессии, возникающие при этом на забое сква­ жины, допускаемыми, или предельными. Депрессии выше предель­ ных обязательно вызовут осложнения в работе скважины вследствие того, что начнется разрушение призабойной зоны. Поэтому, прежде чем установить технологический режим работы скважины с несце­ ментированными коллекторами, необходимо очень тщательно и все­ сторонне исследовать скважину с тем, чтобы найти тот режим, при котором вынос частиц породы и песка не приводил бы к разрушению призабойной зоны. Затем после определенного, довольно длительного периода эксплуатации постепенно повышают отбор газа из скважины и на новом режиме вновь ведут тщательные исследования, отмечая малейшие отклонения от нормального режима. Таким образом, постепенно находят наиболее выгодные условия эксплуатации сква­ жины — возможно большие отборы при условии сохранения целост­ ности призабойной зоны.

Следовательно, при установлении технологического режима экс­ плуатации следует руководствоваться теми основными факторами, которые должны лечь в основу определения допускаемого дебита скважины, и соответствующей этому дебиту депрессии. Например, для скважин, которые пробурены с целью эксплуатации пластов, представляющих известняки, доломиты, но в которых снижение давления ниже определенной величины способствует подъему конусов подошвенной воды, разница между давлением в пласте и давлением на забое, т. е. депрессия, может явиться причиной преждевременного прорыва подошвенной воды. Каждую скважину рекомендуется эксплуатировать так, чтобы разность рпл — р3 = Ар оставалась все время постоянной.

Технологический режим работы газовых скважин при постоян­ ной депрессии на забое обычно устанавливают, если коллекторы сложены из несцементированных песков. При этом выбирают дебиты газа, при которых еще не происходит разрушения призабойной зоны пласта.

В практике может встретиться режим постоянного забойного давления р3 — const. Такой режим устанавливается, если нежела­ тельно дальнейшее снижение давления, например вследствие выпаде­ ния конденсата.

Режим постоянного давления на головке (рг = const) является разновидностью режима р3 = const. Режим рг = const применяется на практике при эксплуатации скважин без штуцера, когда давление в газопроводе поддерживается постоянным. При эксплуатации без штуцера этому режиму соответствуют максимальные дебиты, которые могут быть получены со скважин при постоянном давлении в газопроводе.

При устойчивых породах временно может быть принят режим

эксплуатации скважин, пробуренных на пласты с устойчивыми коллекторами. При этом величину дебита выбирают с таким расче­ том, чтобы не было опасной вибрации оборудования на устье сква­ жины. Режим Q — const значительно увеличивает депрессию. Поэтому при достижении максимально допустимой депрессии необ­ ходимо отказаться от этого режима и установить для скважины новый технологический режим, например Др = const. Как известно, эксплу­ атация скважин длится много лет. За это время характер работы скважины много раз меняется. Задача состоит в том, чтобы техно­ логический режим, устанавливаемый на определенный период, учитывал бы изменившиеся условия эксплуатации скважины.

Поскольку скважины являются единственным источником отбора продукции из пласта, то вся запланированная добыча газа, естествен­ но, должна быть распределена между этими скважинами. Проще всего суммарную добычу поделить на общее количество действующих скважин и получить необходимый отбор из каждой скважины. Однако этого делать нельзя по следующим причинам.

1.Расположение скважин на структуре неодинаковое. Одни скважины расположены в центре залежи, другие недалеко от газо­ водяного контакта. Одинаковые отборы приведут к преждевремен­ ному прорыву воды в скважинах, расположенных близко к газоводя­ ному контакту.

2.Эффективная мощность пласта обычно бывает разной. При разных мощностях невозможно получить одинаковые дебиты, так как при этом в скважинах с небольшой мощностью пласта могут возникнуть осложнения (прорыв вод, разрушение призабойной зоны, деформация колонны и др.).

3.Коллекторы неоднородны по проницаемости. Разница в про­ ницаемости нередко достигает нескольких десятков раз. Естественно,

одинаковые дебиты скважин по техническим причинам. Если состоя­ ние эксплуатационных колонн таково, что нельзя длительное время сохранять в них высокое давление, то из таких скважин нужно отбирать газа больше во избежание серьезных аварий. С большими отборами эксплуатируют также скважины, имеющие очень высокие давления, которые могут деформировать эксплуатационную колонну.

В скважинах, в которых ненадежно изолированы нижние или верх­

212

Г л а в а I X

МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

При проектировании разработки газовых и газоконденсатных скважин для поддержания заданного темпа добычи газа определяется потребное их количество.

Для решения этого вопроса важно знать изменение коэффициента продуктивности скважин во времени. Коэффициент продуктивности может снижаться вследствие следующих причин.

Воздействие на призабойную зону пласта при вскрытии бурением и перфорацией, при освоении скважины, ее глушении и производстве ремонтных работ, а также в процессе гидравлического разрыва пла­ ста, солянокислотной обработки.

Кроме того, причины, вызывающие снижение коэффициента

Из сказанного ясно, что сохранить высокий коэффициент продук­ тивности скважин можно только при чистой призабойной зоне пласта

В СредазНИИгазе была разработана и изготовлена опытно-про­ мышленная передвижная установка, предусматривающая исполь­ зование природного газа как агента-осушителя призабойной зоны пласта (рис. 120, а, б). Производительность ее 300 тыс. м3/сут; рабочее давление до 150 кгс/см2.

Горизонтальный газосепаратор установки (рис. 121) работает на принципе использования инерционных и гравитационных сил. Он состоит из четырех секций диаметром 159 мм и длиной 3 м, соединен­ ных со стороны входа газа трубой (диаметр 57 мм) и со стороны вы­ хода —•трубой такого же диаметра, что и секции. Вход и выход газа осуществляется через специальные патрубки А и Б, вваренные в кор­ пус каждой секции сепаратора.

214

Входной патрубок А представляет собой отрезок трубы диаме­ тром 57 мм, внутренний конец которого загнут книзу, касается ниж­ ней части корпуса секции и имеет прорезь вдоль загнутой части.

Рис. 120. Опытно-промышленная установка.

а —вид спереди; б —вид сбоку; 1—горизонтальный газосепаратор специальной конструкции; 2 —патрубок для подачи газа из скважины; 3 —горловина для засыпки силикагеля; 4—па­ трубок для подачи сырого газа в адсорбер; S—патрубок для отвода осушенного газа в скважину; е —теплообменник типа, «труба в трубе»; J—адсорберы; 8—патрубок для отбора осушенного газа из адсорбера; 9 — основание установки; 10 — патрубок для продувки

адсорбера.

Это снижает дробление жидкости, поступающей вместе с газом в сепа­ ратор. Наружный конец патрубка А вварен в конусную часть трубы секции. Выходной патрубок Б (диаметр трубы 57 мм) имеет в верхней части ряд отверстий диаметром 10 мм, первое из которых располо­ жено на расстоянии 1 м от конца сливного патрубка А.

215

При работе сепаратора газожидкостная смесь через патрубок А поступает в секцию I, где часть жидкости стекает по загнутому концу патрубка А и собирается внутри корпуса секции I сепаратора. Остальная жидкость, находящаяся в момент выхода из патрубка Л в капельно-дисперсном состоянии, под действием сил инерции про­ должает почти прямолинейное движение в секции /. Так как выход­ ной патрубок Б в этой секции имеет наименьшее число отверстии, а, следовательно, повышенное гидравлическое сопротивление по сравнению с остальными секциями, расход газа секции / меньше, чем в других секциях, и концентрация капель повышена, что благо­ приятствует сепарации.

Адсорберы (см. рис. 120, а, б) состоят из двух блоков. В одном блоке — четыре секции, каждая из которых представляет отрезок

Рис. 121. Общая схема горизонтального гравитационного газосепаратора (а) и разрез секции (б); I —I V — секции; А — входной патрубок; Б — выходной патрубок.

трубы диаметром 159 мм и длиной 3,2 м. Секции соединены между собой внизу и вверху такой же трубой.

В каждый блок врезано по три патрубка. В период регенерации патрубок 4 (см. рис. 120 а) используется для подачи в адсорбер го­ рячего газа. В качестве адсорбента применен крупнопористый сили­ кагель марки КСМ. Силикагель засыпается в блоки через горло­ вины 3. Для облегчения процесса загрузки адсорберов силикагелем применено инжекционное устройство, состоящее из воронки, к ко­ торой подводится струя газа.

При осушке газа в первом блоке сырой газ попадает в патрубок 4,

менник.

При регенерации силикагеля во втором блоке горячий газ из теплообменника (при t = 180 -(-200° С) под давлением 50—60 кгс/см2 поступает через патрубок 4 в верхнюю часть этого блока, проходит

216

секции адсорберов, насыщаясь парами воды (а также тяжелых угле­ водородов), адсорбированных силикагелем, и через продувочную свечу 10 этого блока выпускается в атмосферу. Расход горячего газа при регенерации составляет 1—2 тыс. м3/ч. Продолжительность ре­ генерации силикагеля в одном блоке 1 ч.

Теплообменник типа «труба в трубе» (см. рис. 120, б) изготовлен из труб диаметрами 108 мм (наружная труба) и 57 мм (внутренняя труба). Поверхность теплообмена составляет 2 м2. Теплообменник представляет собой четыре параллельно соединенные секции. Длина одной секции 3 м. Газ подается в трубы меньшего диаметра, а в меж­ трубное пространство — пар от передвижной парорегенерационной установки (ППУ) при t — 230° С и р — 20 Д—40 кгс/см2 через патру­ бок 4. Выкид конденсата пара производится через патрубок 3.

Для обвязки узлов установки применены трубы диаметром 57 мм X Х4 задвижки от фонтанной арматуры диаметром 63 мм и давлением

160 кгс/см2.

Газ из скважины высоконапорного горизонта подается на пере­ движную установку через патрубок 2 (см. рис. 120, а). В горизонталь­ ном сепараторе газ очищается от механических примесей и жидкости, после чего поступает для глубокой осушки в один из блоков адсор­ беров. Осушенный газ направляется в обрабатывающую скважину через патрубок 5. Часть осушенного газа периодически направляют в теплообменник, где он нагревается до температуры 180—200° С и затем подается во второй блок адсорберов для регенерации силика­

а также на блоках адсорберов. Расход газа на регенерацию заме­ ряется пневмометрической трубкой, установленной на продувочных свечах. Общий расход газа, поступающего на установку, регистри­ руется расходомером типа ДГ1-430 или определяется по кривой за­ висимости дебит — давление на головке, полученной при исследова­ нии питающей установку газовой скважины во время отбора газа по затрубному пространству. Расход газа регулируется штуцерами, установленными на входе и выходе установки, на продувочных све­ чах, и иногда задвижками.

Опытно-промышленная установка была испытана при осушке призабойной зоны скв. 149 (X горизонт) месторождения Газли. Источником газа высокого давления являлась скв. 291 (XII гори­ зонт), из которой газ за счет избыточного давления перепускался через установку в скв. 149. Установка снизила влагосодержание газа XII горизонта с 2,2 до 0,2—0,3 г/см3.

При осушке призабойной зоны пласта в скважину было зака­ чано около 3 млн. м3 сухого газа. Коэффициенты фильтрационного сопротивления перед началом работы по искусственной осушке при­

217

Врезультате проведенной обработки они значительно снизились

исоставили:

Дебит скважины возрос с 335 тыс. м3/сут при депрессии р —

Промышленные испытания показали перспективность метода осушки призабойной зоны пласта.

§ 51. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА

Сущность метода гидравлического разрыва заключается в сле­ дующем. При закачке в пласт жидкости со скоростью, превышающей скорость поглощения этой жидкости пластом, давление на забое скважины, а также в пласте повышается, и по достижении опреде­ ленной величины — давления разрыва — в пласте расширяются уже существовавшие трещины или образуются новые. Чтобы пре­ дупредить смыкание образовавшихся трещин и сохранить их в откры­ том состоянии после снижения давления ниже давления разрыва, их заполняют крупнозернистым песком.

Механизм гидравлического разрыва пласта может быть пред­ ставлен следующим образом. Трещины в пластах, представляющих плотные известняки, доломиты или сцементированные песчаники, образуются при нарушении целостности последних за счет упругих деформаций (сжатия) покрывающих и подстилающих обрабаты­ ваемый пласт пород. Все породы находятся в напряженном, сжатом

.218

где рГОр — полное горное давление в кгс/см2; Н — глубина залега­ ния обрабатываемого пласта в м; у — средневзвешенный объемный вес пород, слагающих разрез скважины, в Т/м3.

Иногда истинное горное давление может значительно отличаться от полного горного давления за счет перераспределения веса выше­ лежащих пород между отдельными участками пласта. Следовательно, для образования в пласте трещины необходимо снять существующие напряжения в породах пласта, создаваемые истинным горным давле­ нием, и преодолеть прочность пород на разрыв. Чаще всего давление разрыва значительно ниже полного горного давления.

Непрерывное наращивание забойного давления и достижение величины давления разрыва могут быть обеспечены только при такой объемной скорости закачки жидкости разрыва, вязкости ее и про­ ницаемости пород, при которой в каждый данный момент скорость нагнетания опережает поглощение жидкости пластом. Крепление трещин песком является не менее важным, чем успешное завершение первого этапа — образования трещин.

Эффективность применения гидравлического разрыва пласта для увеличения производительности скважин обусловливается зна­ чительной пропускной способностью создаваемых в пласте трещин, во много раз превышающей пропускную способность пласта даже с очень высокой проницаемостью.

Так, проницаемость по воде уплотненного песка фракции 0,85— 0,5 мм, наиболее распространенного при производстве гидроразрыва, составляет около 80 Д.

Образование трещин и их крепление осуществляется по следу­ ющей технологической схеме.

Подготовительные работы

1.Проверка состояния забоя скважины. При необходимости забой очищается.

2.Спуск пакера с якорем на колонне насосно-компрессорных труб без посадки его. Место установки пакера выбирается на 5—10 м выше верхних отверстий фильтра.

3.Промывка и заполнение скважины до устья водой с добавкой

Образование трещины

Признаком образования в пласте трещин является увеличение коэффициента продуктивности скважины. Практически с определен­ ной погрешностью вместо трудоемкой операции замера коэффициента продуктивности замеряют коэффициент приемистости скважины. Для упрощения пренебрегают истинными величинами пластового и забойного давлений, и коэффициент приемистости определяют как

219>