Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Учебное пособие
.pdf
Технологические режимы эксплуатации газовых скважин
В процессе добычи газа скважины, шлейфы, сепараторы, теплообменники, абсорберы, десорберы, турбодетандеры, компрессоры и другое оборудование промысла работают на определенном технологическом режиме.
Под технологическим режимом эксплуатации скважин понимается поддержание на забое (устье) скважин или наземных сооружениях заданных условий изменения дебита, давлений, температур, осуществляемых путем их регулирования, и обеспечивающих соблюдение правил охраны недр, окружающей
среды и безаварийную эксплуатацию скважин и наземного оборудования.
Некоторые технологические режимы эксплуатации могут быть выражены математическими формулами, другие основаны на определенных
принципах ограничения дебита или забойного давления. Технологический
режим работы скважин зависит от геолого-эксплуатационных характеристик месторождения, свойств газа, конденсата и воды, от условий подачи
газа и конденсата потребителям, заданных кондиций газа и конденсата.
Обычно на каждую эксплуатационную скважину ежеквартально устанавливаются ряд параметров, то есть технологический режим ее эксплуатации,
который включает в себя: дебит скважины Q, дебит конденсата Qк, пластовое
давление Рпл, забойное давление Р
Р
, затрубное давление Р
уст
, устьевую температуру Т
зат
, депрессию на пласт ∆Р, устьевое давление
заб
, дебит воды Qв и т.д.,
уст
всего свыше 20 параметров, включая конструкцию скважины и забоя.
Все перечисленные параметры могут быть изменены в следующем
квартале в зависимости от задач разработки и эксплуатации месторождения, так как изменяются факторы, ограничивающие дебиты газовых скважин. Смена режима приводит к изменению числа скважин или изменению
общего отбора газа из месторождения.
В практике эксплуатации газовых скважин на различных месторождениях газ отбирают при следующих режимах:
Режим постоянного допустимого градиента давления на стенке
скважины. Применяется в слабосцементированных рыхлых пластах:
. (9.1)
доп
Режим постоянной максимально-допустимой депрессии на забое:
∆Р РплР
. (9.2)
заб
Применяется в пластах слабосцементированных, неустойчивых,
рыхлых. Дебит скважин в процессе разработки постоянно снижается за
счет снижения Рпл и рассчитывается по уравнению:
∆
пл
∆
. (9.3)
Режим поддержания постоянного оптимального дебита. Режим
назначается в скважинах, вскрывших крепкие, устойчивые, сцементированные
коллекторы:
. (9.4)
41
В этом случае должна постоянно повышаться депрессия на пласт, т.к.
снижается Рпл. Забойное давление при этом режиме определяют по уравнению:
заб
пл
. (9.5)
При достижении начала разрушения коллектора необходимо сменить
данный технологический режим на режим постоянной максимальнодопустимой депрессии:
∆. (9.6)
Режим постоянного забойного давления:
заб
, (9.7)
н.к.
при этом снижаются во времени Q и ∆Р.
Дебит определяется выражением:
заб
, (9.8)
.
заб
∆
пл
пл
Назначается при разработке газоконденсатных месторождений с целью
максимального извлечения конденсата.
Режим постоянного устьевого давления:
. (9.9)
уст
Назначается при необходимости подачи газа в транспортную систему заданного давления (для продления бескомпрессорного периода эксплуатации месторождения). Со временем Q и ∆Р снижаются. Дебит рассчитывается по уравнению:
пл
уст
. (9.10)
Режим предельного безводного дебита:
безв
в
ат
пл
∗
, (9.11)
q* - безразмерный предельный безводный дебит, находится по специальным
графикам (рис .9.1).
При всех перечисленных режимах работы скважин представляется
возможным определить во времени следующие параметры: Рпл(t), Р
∆Р(t), Q(t), Qк(t), Р
зат
(t), Т
уст
.
заб
(t),
Для этого используются:
уравнение материального баланса;
уравнение притока газа;
барометрическая формула давления;
42
данные исследования скважин на приток;
данные обработки КВД, КСД;
данные газоконденсатных исследований.
Рис.9.1 – Зависимость предельного безводного дебита от степени вскрытия пласта
Технологические режимы эксплуатации газовых скважин могут меняться на различных этапах разработки месторождения, так как изменяются
факторы, ограничивающие дебиты газовых скважин.
Вопрос о смене режима эксплуатации решается исходя из газогидродинамических и технико-экономических соображений, поскольку изменение
режима приводит к изменению общего отбора газа из месторождения.
10. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
Способы эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин
Газ, поступающий к забою эксплуатационной скважины, под действием градиентов давления в пласте поднимается на устье скважины за счет
своей потенциальной энергии. Поэтому в течение всего срока разработки газового месторождения имеет место фонтанная эксплуатация газовых скважин. В некоторых особых случаях на газовых скважинах применяют механизированные методы удаления с забоя воды. При значительном поступлении воды для ее подъема на поверхность применяют плунжерные лифты,
а иногда и глубинные насосы.
43
Эксплуатация газовых скважин осуществляется двумя способами:
а) эксплуатацией по фонтанным трубам одного горизонта;
б) совместно-раздельной эксплуатацией (по НКТ и затрубью) нескольких горизонтов.
Выбор способа эксплуатации газовой и газоконденсатной скважины зависит от: величины пластового давления; продуктивности пластов; содержания в газе влаги, конденсата, агрессивных компонентов; характера коллекторов продуктивного пласта (крепкие, рыхлые, неустойчивые); термодинамических условий эксплуатации ствола скважины (наличие или отсутствие многолетнемерзлых пород); давления на устье скважины; от ряда других факторов.
Эксплуатация по фонтанным трубам производится с установкой пакера на однопластовых месторождениях. Может применяться и на многопластовых, когда несколько горизонтов можно объединить в один объект
эксплуатации. В этом случае горизонты должны иметь близкие по величине термодинамические характеристики, сходную продуктивность, близкий углеводородный состав пластовых газов.
При наличии агрессивных компонентов (сероводород, углекислый газ,
органические кислоты) установка пакера является обязательной с целью сохранения эксплуатационной колонны. Пакер устанавливается и в том случае, если имеется ММП. Затрубное пространство при этом заполняется специальной незамерзающей жидкостью (СаCl2, ДЭГ, метанол, дизтопливо).
Пакер устанавливают над кровлей продуктивного пласта.
Совместно-раздельная эксплуатация применяется при необходимости
разрабатывать раздельно несколько продуктивных горизонтов, но одной
сеткой скважин. При этом объекты резко отличаются друг от друга своими
параметрами и составом пластового газа.
В этом случае пластовый газ верхнего объекта направляется по затрубью, а с нижнего объекта газ направляется в НКТ. Установка пакера является
обязательной ниже подошвы верхнего продуктивного горизонта.
Таким образом, при осуществлении любого способа эксплуатации скважин должны обязательно применяться фонтанные трубы, которые служат для:
обеспечения выноса с забоя на поверхность жидкости и твердых
частиц;
предотвращения преждевременного износа обсадной колонны
вследствие коррозии и эрозии;
осуществления одновременно-раздельной эксплуатации.
При эксплуатации газовые скважины периодически продуваются для
выноса жидкости и механических частиц, то есть для очистки и осушки ствола
и забоя скважины.
Эксплуатация газовых скважин в условиях разрушения призабойной зоны и образования песчаных пробок
При вскрытии рыхлых, неустойчивых, разрушающихся коллекторов
вынос частиц породы на забой скважин обусловлен превышением градиента
давления в призабойной зоне над допустимым:
44
. (10.1)
доп
Если песчаная пробка на забое накапливается, то она снижает дебит
скважины, может привести к прихвату фонтанных труб и к выходу из
строя забойного оборудования.
Соотношение между дебитом скважин до и после образования песчаной пробки представлено на рис. 10.1 (по Маскету), из которого следует,
что песчаная пробка существенно уменьшает дебит скважины.
Рис.10.1 – Зависимость относительного дебита скважины
от относительной проницаемости пробки в скважине
Установлено, что если пробка полностью перекрыла интервал перфорации, а проницаемость пробки (k
) равна проницаемости пласта (kпл), то
проб
дебит такой скважины будет составлять лишь 5% от дебита незасоренной
скважины.
Если даже проницаемость пробки (k
) будет в 10 раз выше проницае-
проб
мости пласта (ближе к реальным условиям), то и тогда дебит скважины с
пробкой будет составлять лишь 10% дебита скважины до ее образования.
Влияние пробки можно проследить и по индикаторным линиям
(рис. 10.2).
Борьба с образованием песчаных пробок в газовых скважинах может
производиться путем ограничения отбора газа, принудительным выносом
песка, поступающего на забой, через ствол скважины на поверхность, а также применением забойных фильтров различной конструкции, креплением
призабойной зоны различными цементирующими составами.
45
Рис.10.2 – Индикаторные линии газовой скважины:
1- до образования песчаной пробки,
2 - после перекрытия интервала перфорацией песчаной пробкой
Предотвращение образования песчаных пробок путем ограничения
дебита сводится к установлению технологического режима постоянной
предельно-допустимой депрессии на пласт:
∆
пр.доп.
пл
. (10.2)
заб
Величину предельно-допустимой депрессии на пласт, при которой начинается разрушение коллектора, определяют по данным исследования скважин
на стационарных (установившихся) режимах фильтрации. Границу выноса
песка определяют с помощью породоуловителя.
Необходимо так эксплуатировать скважину, чтобы песок не осаждался на
забое, а выносился на поверхность. Этого можно достичь спуском башмака
НКТ до нижних перфорационных отверстий и достаточной скоростью газа у
башмака НКТ. В тех случаях, когда предельно-допустимая депрессия на пласт
не обеспечивает проектного дебита скважины, на ее забое устанавливают фильтры. Фильтры также снижают дебит скважины, но значительно в меньшей степени, нежели песчаная пробка при перекрытии ею интервала перфорации. Существующими перфораторами не удается создать отверстия малого диаметра,
поэтому фильтры изготавливают на поверхности и спускают затем на забой.
Наибольшее распространение получили фильтры с круглыми отверстиями диаметром от 1,5 до 20 мм, изготовленные из обсадных труб.
Применяют следующие фильтры: щелевые, кольцевые, проволочные,
гравийные.
Гравийные фильтры не только предотвращают поступление песка в скважину, но и создают вокруг забоя зону высокой проницаемости и укрепляют
стенки забоя. Для укрепления призабойной зоны в пласт закачивают:
фенолформальдегидные смолы;
карбомидные смолы;
46
цементные растворы,
цементнопесчаные растворы.
После обработки призабойной зоны в пласт закачивается конденсат для
восстановления проницаемости в количестве до трех объемов закачанной
смолы.
На газовых месторождениях Западной Сибири для удаления песчаных пробок применяют периодическую промывку забоя с предварительной
задавкой скважины, то есть проводят подземный ремонт скважин.
11. ОБВОДНЕНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Эксплуатация газовых скважин в условиях обводнения призабойной зоны
Большая часть месторождений природных газов разрабатывается в
условиях водонапорного режима. По мере вытеснения газа водой (подъема
газоводяного контакта) происходит закономерное и неизбежное обводнение
газовых скважин. Продуктивные газоносные пласты характеризуются сложным геологическим строением. Они, как правило, неоднородны как по мощности, так и по площади.
В этих условиях можно выделить:
обводнение газовых скважин, вскрывших неоднородные слои-
стые пласты в результате продвижения воды по наиболее дренируемым
пропласткам;
обводнение газовых скважин, вскрывающих однородные пласты,
в результате образования конусов подошвенной водой;
обводнение газовых скважин в результате поступления воды на
забой по некачественному цементному кольцу из выше или нижележащих
водоносных горизонтов
Обводнение газовых скважин приводит к уменьшению их дебитов (возрастает противодавление на пласт), затрудняет работу ствола скважин (возрастает сопротивление потоку газа в стволе). Возникает необходимость сепарации
значительных количеств жидкости, в скважинах создаются благоприятные
условия образования гидратов и т.д.
Анализ разработки большинства месторождений показал, что избирательное обводнение имеет место в наиболее проницаемых пачках и пропластках. Обводняться могут в первую очередь даже верхние и средние пачки, чему
способствует спуск НКТ (башмака) лишь до верхних дыр интервалов перфорации. Обводнение может начаться (как на Ленинградском месторождении)
при отборе из залежи менее 2 % начальных запасов.
Скорость образования конусов воды и время прорыва подошвенных вод
на забой газовых скважин определяются главным образом анизотропией пласта
и темпом отбора газа. Скважины, вскрывающие пласты с подошвенной водой
(водоплавающие залежи, как в Западной Сибири), рекомендуется эксплуатиро-
47
вать при поддержании предельного безводного дебита. В таких случаях целесообразно не вскрывать нижние 15-20 метров газонасыщенного пласта, то есть
идти на значительное несовершенство скважин по степени вскрытия пласта.
При некачественном цементировании в скважину поступают воды, характеризующиеся другим химическим составом и минерализацией, нежели
подошвенные воды.
Для нормальной эксплуатации обводняющихся газовых скважин
первостепенное значение имеет установление места притока воды, ее дебита, ее состава. Знание этих параметров позволяет вести эффективный
контроль за характером обводнения пласта и отдельных скважин.
Обводнение газовых скважин контролируют геофизическими, гидрохимическими, термодинамическими методами.
При эксплуатации газовых скважин в условиях обводнения можно
выделить два этапа: начальный, когда вся поступающая на забой вода выносится на поверхность газовым потоком, и конечный, когда на забое
начинается накопление столба жидкости. В конечный период объем воды,
накапливающийся в стволе скважины в единицу времени, равен:
∆
в
в
, (11.1)
в.в.
где Qв - дебит воды, поступающий из пласта в скважину;
Q
- дебит воды, выносимый из ствола скважины на поверхность.
в.в.
На «начальном» этапе обводнения Q
= Qв.
в.в.
Обычно эксплуатация скважины при обводнении продолжается вплоть
до «самозадавливания», то есть скважина сама себя глушит и прекращается
поступление газа из пласта.
Коэффициент обводненности газовой скважины определяют по формуле:
∑
обв.
где
обв.
∑
∑
- суммарная толщина обводненных пластов и пропластков;
обв.
- общая толщина дренируемых данной скважиной пластов.
, (11.2)
∑
Скважина может считаться полностью обводненной при К
обв.
=1.
При обводнении скважины важно установить источник поступления
воды, что позволит выбрать обоснованно метод удаления жидкости с забоя
скважины.
Известные методы удаления жидкости с забоев газовых скважин
подразделяются на:
механические (плунжерный лифт, газлифт, продувки);
физико-химические (с помощью пенообразующих реагентов).
Все методы удаления жидкости могут иметь периодический или непрерывный характер.
48
Периодическое удаление проводится:
остановкой скважины для поглощения воды пластом;
продувкой скважины в атмосферу;
продувкой скважины через сифонные трубки;
вспениванием жидкости путем ввода пенообразователя.
Перечисленные методы эффективны при небольших дебитах воды.
Непрерывное удаление проводится:
путем эксплуатации скважин при дебитах (скоростях), обеспечива-
ющих вынос воды с забоя;
непрерывной продувкой через сифонные или фонтанные трубки;
плунжерным лифтом;
откачкой жидкости глубинным насосом;
вспениванием жидкости путем ввода поверхностно-активных
веществ (ПАВ).
В качестве пенообразователя применяются ПАВ: сульфанол, моющие
порошки “Кристалл”, “Луч”. В качестве стабилизатора рекомендуется применять КМЦ-500, КМЦ-600.
Пенообразователь может подаваться на забой либо в твердом, либо в
жидком виде. Жидкий пенообразователь подается на забой либо насосами, либо самотеком. Для ввода твердого ПАВ используются специальные лубрикаторы. Для получения устойчивой пены, приготовленной на поверхности, необходимо достигнуть максимальной степени диспергирования пузырьков воздуха.
С этой целью применяют АЭРАТОР (рис. 11.1).
Рис.11.1 – Аэратор типа “труба в трубе”:
1,6 - муфты; 2 - центратор,3 – корпус; 4 - водяная труба; 5 - ниппель; 7 - воздушная труба
Объем водного раствора ПАВ рассчитывают в зависимости от мощности пласта. Обычно на 20 метров пласта готовят 20-40 м3 ПАВ, скорость
подачи жидкости на забой с поверхности не более 2-3 л/сек. Эффективна
эксплуатация скважин с применением плунжерного лифта (рис. 11.2).
49
Рис.11.2 – Схема работы плунжерного лифта
Плунжер работает под действием перепада давлений над ним и под ним.
Установка плунжерного лифта состоит из верхнего и нижнего амортизаторов, установленных в фонтанных трубах, и летающего клапана с шариком.
Под действием перепада давлений в стволе скважины плунжер со
столбом жидкости над ним поднимается к устью и выдавливает ее за пределы
устья скважины.
При работе скважин с использованием плунжерных лифтов важно
установить режим его работы, предотвращающий “сухие” удары плунжера
о верхний амортизатор, а также обеспечить заданный зазор между плунжером и трубами.
На схеме работы лифта показано: позиции 1,7 - шарик и втулка свободно падают в восходящем потоке газа; 2,8 - шарик сел на нижний амортизатор под уровень жидкости; 3 - втулка соединяется с шариком под уровнем
жидкости; 4,5 - втулка с шариком и жидкость поднимаются потоком газа;
6 - шарик и втулка упираются в верхний амортизатор, шарик отделяется
от втулки и падает вниз на нижний амортизатор.
12. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО ДИАМЕТРА ФОНТАННЫХ
ТРУБ В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ
Методики определения диаметров фонтанных труб
Определение оптимального диаметра фонтанных труб, зависящего от
ряда факторов, в том числе от конструкции эксплуатационной газовой скважины - важная технико-экономическая задача проектирования системы разработки газового месторождения. Диаметр фонтанных труб определяет потери
50
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]