Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Учебное пособие
.pdf
давления при движении газа в скважине, давление газа на устье скважины,
время ввода промысловых дожимных компрессорных станций, длительность
периодов бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации месторождения.
Расчет диаметра фонтанных труб производят исходя из необходимости выноса с забоя на поверхность твердых и жидких примесей в газе или из
необходимости обеспечения минимума потерь давления в стволе скважины
при заданном дебите.
Рассмотрим методику определения диаметра, обеспечивающего вынос твердых или жидких частиц с забоя скважины. Поскольку газовые
скважины часто работают с поступлением из пласта частиц породы и воды, диаметр фонтанных труб должен обеспечивать полный вынос газовым
потоком частиц породы и воды, скапливающихся на забое. Как показывает
промысловый опыт, вынос этих частиц обеспечивается тогда, когда скорость восходящего потока в скважине превышает критическую скорость,
соответствующую взвешенному состоянию частиц и равна:
1,2
газ
, (12.1)
кр
где v
- скорость восходящего потока газа в скважине, см/с;
газ
W
- критическая скорость, при которой капля воды или частица породы
КР
находится во взвешенном состоянии см/с.
Частица как бы висит в потоке, не поднимается и не опускается по
отношению к стенке скважины. Значение критической скорости w
может
кр
быть определено по известной формуле Риттингера:
кр
, (12.2)
г
пг
где g - ускорение силы тяжести, см/с2;
d - диаметр частиц, см;
ρп, ρг - плотность частиц породы и газа, г/см3;
J - аэродинамический коэффициент скольжения, зависит от формы частиц
породы или воды. Для капель воды шарообразной формы J = 0,45, для шарообразных частиц породы J = 0,25, для призматических частиц породы J = 0,75.
Скорость восходящего потока газа будет минимальной у башмака
фонтанной колонны и определяется выражением:
14,74
газ
где Q - дебит газа, м3/сут;
Р
- забойное давление, кг/см2;
заб
D - внутренний диаметр фонтанных труб, см.
51
заб
Т
заб
, (12.3)
Т
ст
Подставляя (13.3) в (13.1), определим максимальный диаметр фонтанных труб, при котором обеспечивается вынос частиц породы и жидкости
на поверхность:
14,74
.
крзаб
Т
заб
12,3
Т
ст
крзаб
Т
заб
. (12.4)
Т
ст
Теперь рассмотрим методику определения диаметра фонтанных труб по
условиям обеспечения минимальных потерь давления в стволе скважины, так
как именно здесь возникают основные потери энергии сжатого газа. Пусть по
результатам газодинамических исследований скважин известен максимально
допустимый дебит Q
, при котором не происходит разрушения пласта,
м.д.
преждевременного обводнения скважин или других осложнений.
Величина давления на забое газовой скважины Р
давление на устье Р
Рзаб
, определяется по формуле Адамова Г. А.:
уст
Т
ср
ср
1
уст
.
, если известно
заб
, (12.5)
где λ - коэффициент гидравлического сопротивления для труб определенной
шероховатости;
zср - средний коэффициент сверхсжимаемости газа в стволе скважины;
Т - средняя температура труб.
Если величина потерь давления в стволе скважины задана:
∆
скв
заб
уст
уст
, (12.6)
тр
где Ртр - давление, затрачиваемое на трение, то внутренний диаметр фонтанных
труб определяется выражением:
.
Т
ср
ср
заб
уст
м.д.
. (12.7)
Если этот диаметр окажется больше рассчитанного по формуле (12.4),
обеспечивающего вынос примесей, то придется несколько увеличить потери
давления в колонне за счет уменьшения D, и в этом случае будут выдержаны
два условия: заданный дебит и заданная скорость потока.
Может возникнуть третий случай, когда заданы диаметр и величина потерь давления в скважине (∆Р = Р
∆
заб
заб
- Р
), тогда проверяем перепад по формуле:
уст
ср
Т
ср
.
заб
м.д.
. (12.8)
Если ∆Р окажется больше заданной величины, то потребуется уменьшить дебит скважины до значения, обеспечивающего заданные потери в
стволе скважины.
52
Когда эксплуатация скважины планируется по затрубному пространству, то вместо диаметра D в расчетные формулы подставляется величина
эффективного (эквивалентного) диаметра. Такие расчеты обычно проводятся
применительно к условиям каждого месторождения, и выбирается диаметр,
соответствующий заданным условиям.
При эксплуатации газовых скважин используются фонтанные трубы
(гладкие или с высаженными наружу концами). В Западной Сибири применяются фонтанные трубы с условным диаметром 73, 89, 102, 146, 168, 219 мм:
доп
, (12.9)
ст
где G
- предел текучести материала труб при растяжении, кг/см2;
m
К - коэффициент запаса прочности = 1,5;
ρ
- плотность стали труб.
ст
При К = 1,5 и ρ
(G = 38 кг/см2) L
доп
=
7800 кг/м3 для труб из стали группы прочности D
ст
составит 3250 м.
Для труб неравнопрочной конструкции предельно безопасную длину
подвески определяют по формуле:
стр
, (12.10)
тр
где Q
доп
- страгивающая нагрузка для данных труб, кг/см2;
стр
qтр - масса 1 метра труб, кг.
13. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Расчет показателей разработки при газовом режиме
К показателям разработки месторождения природного газа относится
множество параметров. Рассмотрим расчет наиболее значимых: дебитов скважин и их изменения во времени; потребного числа скважин и изменение его во
времени; изменение пластового давления и забойных давлений в скважинах.
Рассчитать перечисленные показатели можно методом последовательной смены
стационарных состояний (при некоторых допущениях). При проектировании
разработки конкретного месторождения должны быть известны запасы газа,
начальные пластовые давление и температура, допустимый технологический
режим эксплуатации скважин, уравнение притока газа к средней скважине.
Проектирование начинается с того, что нужно выбрать (задать) зависимость изменения во времени отбора газа из месторождения, т е. Q=Q(t).
Расчеты показателей разработки ведутся для отборов газа и дебитов
скважин, приведенных к атмосферному давлению и стандартной температуре.
Расчет искомых параметров методом последовательной смены стационарных состояний сводится к решению системы уравнений:
материального баланса для газовой залежи;
технологического режима эксплуатации скважины;
притока газа к забою скважины;
53
связи потребного числа газовых скважин, отбора газа из место-
рождения Q и дебита газовой скважины q.
Изменение пластового давления P(t) в зависимости от заданного
темпа отбора газа рассчитывают по уравнению материального баланса:
∑
н
н
н
плат
. (13.1)
ст
В этом уравнении две неизвестные величины P(t) и z(t). Для вычисления пластового давления по формуле (14.1) можно использовать метод
последовательных приближений.
Для определения расчетных дебитов эксплуатационных скважин
необходимо знать величины средних по залежи значений коэффициентов
фильтрационных сопротивлений, допустимых дебитов и депрессий.
Показатели работы средней скважины рассчитываются по уравнению
нелинейной фильтрации:
заб
ср
ср
. (13.2)
где Аср, Вср - средние для скважин показатели фильтрационных сопротивлений,
которые определяют как средневзвешенные по величинам максимально
допустимых дебитов всех скважин по формулам:
∑
доп.
ср
ср
∑
∑
∑
, (13.3)
доп.
доп.
. (13.4)
доп.
В уравнениях (13.3), (13.4) значения ai,bi - коэффициенты фильтрационных сопротивлений первых разведочных скважин, n - число разведочных
скважин, Q
Величину максимально допустимой депрессии ∆Р
- допустимые дебиты по скважинам.
доп.i
для средней
ср.доп.
скважины определяют как среднеарифметическую из допустимых депрессий
по каждой разведочной скважине:
∑
∆
доп.
∆
ср.доп.
. (13.5)
Тогда
заб
∆
(13.6)
ср.доп.
Значение допустимого дебита средней скважины находят по известным значениям коэффициентов фильтрационных сопротивлений А
ср.
среднему значению максимально допустимой депрессии по формуле:
ср
ср
ср
∆
ср.доп.
ср
. (13.7)
ср
Потребное число скважин n(t) для обеспечения заданного темпа отбора
газа определяется отношением:
54
, Вср и
∑
Кр , (13.8)
ср
где Кр - коэффициент резерва.
Аналогичные расчеты по определению показателей разработки могут быть проведены и для других технологических режимов эксплуатации
скважин. Изменение во времени значений Руст(t), Tуст(t), давлений на
входе в установку комплексной подготовки газа (УКПГ) рассчитываются
по специальным формулам Адамова, Шухова.
Прогнозный расчет добычи и пластовых потерь конденсата
Разработка газоконденсатных месторождений существенно отличается от разработки чисто газовых. Расчет показателей разработки проводится по изложенной выше методике, и дополнительно рассчитывается
добыча конденсата. Это связано с особенностью поведения газоконденсатной смеси в пластовых условиях. По мере снижения пластового давления
при отборе из залежи газа часть углеводородных соединений конденсируется и переходит в жидкую фазу. Выпавший в пласте конденсат адсорбируется на поверхности поровых каналов газонасыщенного коллектора и
преимущественно навсегда остается в пласте. Выпавшая жидкая углеводородная фаза пластовой смеси и составляет величину пластовых потерь
конденсата при разработке газоконденсатной залежи.
Для проведения расчетов добычи конденсата необходимо иметь результаты дифференциальной конденсации пластовой смеси в виде графической зависимости содержания конденсата qк(t) от величины пластового
давления P(t) при пластовой температуре.
Начальные запасы конденсата в залежи определяются выражением:
зап.к.н.
где Q
q
- начальные запасы газа, м3;
зап.г.н.
- начальное содержание конденсата в пластовом газе, г/м3.
к.н.
Дальнейшие расчеты предусматривают определение:
Q
(t) - суммарной добычи газа по годам разработки, м3;
доб.г.
qк.(t) - содержание конденсата в добываемом газе в конце очередного
года разработки, г/м3;
Q
(t) - текущие запасы газа в пласте на конец очередного года
зап.г.
разработки, м3;
Q
(t) - текущие запасы конденсата в пласте на конец очередного
зan.к.
года разработки, т;
q
(t)-среднеесодержаниеконденсата в добываемом газе за период
к.ср.
очередного года разработки, г/м3;
Q
(t) - количество добытого конденсата за очередной год разра-
доб.к.
ботки, т;
Q
(t) - количество конденсата, выпавшего в пласте за очередной
вып.к.
год разработки, т.
зап.г.н.∙к.н.
, (13.9)
55
Перечисленные показатели на каждый год разработки рассчитываются
по следующим формулам:
вып.к.
зап.г.
зап.к.
доб.к.
зап.к.
зап.г.н.
зап.г.
доб.г.
∙к., (13.11)
∙
1
доб.г.
к.ср.
зап.к.
, (13.10)
, (13.12)
доб.к.
. (13.13)
Приведенная методика позволяет достаточно точно рассчитывать прогнозную добычу конденсата на весь срок разработки газоконденсатной залежи.
14. КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ ГАЗОВЫХ
И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Контроль за разработкой газовых месторождений
Система и порядок контроля определяются проектом разработки месторождения, осуществляются добывающей организацией путем систематического анализа хода разработки на основе регулярных замеров и
наблюдений, а также комплекса исследований, проводимых по всему фонду скважин месторождения.
Контроль включает следующий минимум исследований:
систематические замеры пластовых и устьевых давлений, уровней
жидкости в пьезометрических скважинах;
систематические определения положения контакта газ-вода (газ-
нефть и нефть-вода при наличии нефтяной оторочки);
систематические замеры продуктивной характеристики эксплуа-
тационных скважин;
лабораторные анализы изменения химического состава продукции
скважин в процессе разработки.
Перечисленные исследования и замеры проводятся перед пуском
скважин в эксплуатацию, после каких-либо остановок их (на капитальный
ремонт, на консервацию, после интенсификации притока).
Контроль за разработкой месторождения предусматривает систематическое построение карт изобар, карт емкостного параметра, определение средневзвешенных пластовых давлений (ежеквартально), построение графиков “отбор-давление”, построение карт дебитов скважин, карт обводнения и так далее.
На основании фактического материала должны определяться и уточняться:
режим залежи;
начальные и текущие запасы газа, конденсата в залежи;
распределение давления по залежи;
взаимодействие отдельных участков залежи;
интенсивность продвижения воды на различных участках залежи.
56
Для контроля за разработкой необходимо оборудовать сеть наблюдательных и пьезометрических скважин, оптимальное число и расположение
которых определяется проектом разработки.
Наблюдательные скважины - это скважины, вскрывшие продуктивные
отложения в пределах газонасыщенной части пласта. Они не эксплуатируются и служат для точных замеров пластовых давлений и для наблюдения
за подъемом контакта газ-вода, газ-нефть и нефть-вода.
Пьезометрические скважины - это скважины, вскрывшие продуктивный пласт в пределах его водонасыщенной части, они не эксплуатируются
и служат для наблюдения за снижением уровней (давлений) законтурных
или подошвенных вод.
Измерения статических давлений следует производить периодически
по всему фонду скважин с минимальным разрывом во времени. В первый
период разработки такие измерения необходимо проводить не реже одного
раза в квартал как с целью уточнения запасов газа по падению давления,
выяснения распределения их по объему залежи, так и для оперативного
контроля за распределением пластового давления.
Периодичность измерений пластовых давлений по скважинам устанавливается в соответствии с проектом разработки месторождения в зависимости от темпов отбора газа и обусловленного им падения пластового
давления. При всех остановках эксплуатационных скважин обязательны
измерения статических давлений.
После ввода месторождения в разработку на полную мощность и достижения устойчивой эксплуатации интервалы замеров по фонду скважин
можно увеличить до полугодия или до одного года. На небольших месторождениях с запасами до 5 млрд.м3 наблюдательные и пьезометрические
скважины бурить не следует, для этой цели должны быть использованы
разведочные скважины, законтурные или приконтурные. На больших месторождениях используются специальные скважины и большинство разведочных скважин, пробуренных на месторождении.
В качестве пьезометрических скважин должны быть использованы
обводнившиеся вследствие продвижения воды в залежь эксплуатационные
скважины, если по техническим причинам не требуется их ликвидация.
Для контроля за разработкой газового месторождения, особенно
крупного, необходимо организовать наблюдения за падением пластового
давления в близлежащих неразрабатываемых месторождениях, используя
для этого разведочные скважины.
Для массивных залежей с большим этажом газонососности необходимо иметь данные о распределении давления не только по площади газовой залежи, но и по ее объему в целом. Для скважин, эксплуатирующим
одновременно несколько пластов, необходимо не реже одного раза в полугодие проводить контрольные измерения дебитов раздельно по пластам,
используя для этой цели глубинные дебитомеры и термографы.
57
На разрабатываемых месторождениях должна быть организована
служба геофизических исследований скважин. Все результаты наблюдений,
замеров, исследований оформляются соответствующими актами и хранятся
в делах скважин в течение всего периода эксплуатации месторождения.
Геологическая служба газодобывающего предприятия ежегодно составляет
отчет по анализу разработки месторождения, движению фонда скважин,
ежегодно уточняет запасы месторождения и режим его работы. Сопоставляя фактические показатели разработки месторождения с проектными,
можно обосновать необходимость внесения изменений в проект разработки
или разработать детальные коррективы к проекту с последующей защитой
их на Центральной Комиссии по разработке месторождений.
Особенности контроля за разработкой газоконденсатных месторождений
Контроль за разработкой газоконденсатных месторождений предусматривает проведение всех мероприятий, указанных выше для газовых месторождений, а кроме того должны проводиться дополнительные исследования газоконденсатной характеристики пластового газа с целью установления изменений состава и количества добываемого вместе с газом конденсата,
а также условий его выпадения в пласте.
Пластовые и забойные давления обязательно замеряются глубинными манометрами. Два раза в год должны проводиться исследования каждой скважины на определение содержания конденсата в добываемом газе.
При этом определяется содержание как сырого, так и стабильного конденсата. Два раза в год должен быть определен состав газа, поступающего из
каждой эксплуатационной скважины. Полученные при исследовании
скважин данные о значении газоконденсатного фактора и состава газа
должны быть занесены в дело скважины.
На основе данных, полученных при исследовании всех эксплуатационных скважин, должна строиться графическая зависимость пластовое давление содержание конденсата в газе, поступающем на промысловые установки. Не
реже двух раз в год должны определяться основные физико-химические свойства стабильного конденсата (удельный вес, молекулярный вес, фракционная
разгонка), на основании которых строится графическая зависимость пластовое
давление - удельный вес конденсата, молекулярный вес конденсата.
При разработке газоконденсатного месторождения с поддержанием
пластового давления закачкой сухого газа в пласт (сайклинг-процесс)
должны контролироваться следующие параметры:
состав газа, поступающего на промысловые установки для перера-
ботки;
время прорыва «сухого газа» к забоям эксплуатационных скважин;
физико-химические свойства выделяемого из газа конденсата;
количество газа и конденсата, добываемых из каждой эксплуата-
ционной скважины (за сутки) и в целом по месторождению (за сутки, за
месяц, за год, с начала разработки),
58
суммарное количество газа, закачиваемого в пласт (за сутки, за
месяц, за год, с начала разработки);
текущее пластовое давление в залежи (ежеквартально);
давление газа на устье нагнетательных скважин (ежесуточно).
По нагнетательным скважинам должно периодически проводиться
определение их удельной приемистости, то есть количества поглощаемого
рабочего агента на 1 метр эффективной мощности и на 0,1 МПа избыточного
над пластовым давления. При снижении удельной приемистости необходимо
осуществлять соответствующие мероприятия по ее восстановлению.
При разработке газоконденсатной залежи без поддержания пластового давления (разработка на истощение) для любого периода разработки
контролируется и экономически обосновывается коэффициент извлечения
газа и конденсата.
Разработка месторождений с поддержанием пластового давления
осуществляется в целях извлечения в первую очередь газового конденсата.
Продолжительность этого периода определяется полнотой отбора утвержденных к добыче из залежи запасов конденсата. Дальнейшая разработка
месторождения осуществляется как чисто газового.
Контроль за разработкой газоконденсатного месторождения дает
возможность обосновать коррективы к проекту разработки и составить мероприятия по интенсификации притока газа к скважинам, то есть поддерживать добычу газа и конденсата на более высоком уровне и тем самым
повысить коэффициент конечной газо- и конденсатоотдачи пластов.
15. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ДЕБИТОВ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Классификация методов воздействия на призабойную зону пласта
Отечественный и зарубежный опыт эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений показывает, что дебит отдельных скважин можно в
значительной мере увеличить за счет внедрения методов интенсификации
притока газа или улучшения техники и технологии вскрытия пласта. Обычно
работы по интенсификации притока начинают тогда, когда месторождение
вступает в промышленную разработку, хотя их можно проводить уже в период
разведки и опробования горизонтов с целью определения их продуктивности.
К методам улучшения техники и технологии вскрытия пласта относятся
мероприятия по сохранению начальных естественных фильтрационноемкостных параметров призабойной зоны пласта.
Известно, что приток газа к забою скважин зависит от проницаемости
пласта, его эффективной газонасыщенной толщины, депрессии на пласт,
гидродинамического совершенства скважины. Перечисленные параметры в
процессе эксплуатации скважин можно менять, кроме газонасыщенной
толщины пласта. Наибольшее распространение имеют методы интенсификации притока газа за счет снижения фильтрационного сопротивления дви-
59
жению газа в призабойной зоне пласта. Это возможно благодаря образованию новых каналов, каверн и трещин в ней. Дебит скважин в результате
воздействия на призабойную зону пласта может увеличиться в два-три раза
при постоянной депрессии на пласт.
Известны следующие методы воздействия на призабойную зону пласта:
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ: солянокислотная обработка (СКО); термокислотная обработка (ТКО), обработка поверхностно-активными веществами
(ПАВ), осушка призабойной зоны сухим газом, метанолом.
МЕХАНИЧЕСКИЕ: торпедирование, гидравлический разрыв пласта
(ГРП), гидропескоструйная перфорация (ГПП), ядерный взрыв, обычный
взрыв.
КОМБИНИРОВАННЫЕ: ГРП+СКО; ГПП+СКО.
При выборе метода необходимо располагать комплексом данных промыслово-геофизических исследований скважин, знать коллекторские свойства пласта, его мощность, свойства глинистого раствора, примененного
при вскрытии продуктивного пласта.
Необходимо учитывать расстояние скважины до контура питания и
расстояние от нижних перфорационных отверстий до газоводяного контакта.
На выбор метода влияет величина пластового давления, остаточные запасы
газа, очередность проведения операций в том или ином пласте-коллекторе,
неоднородность пласта вдоль разреза.
Эффективность проведенного метода воздействия на призабойную зону пласта определяется изменением коэффициентов А и В в уравнении притока газа. Уменьшение коэффициента А является показателем увеличения
проницаемости призабойной зоны пласта.
Технология проведения некоторых методов воздействия на призабойную зону пласта
Солянокислотная обработка (СКО), термокислотная обработка (ТКО)
Солянокислотная и термокислотная обработки дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах (известняках, доломитах) и песчаниках с карбонатным цементирующим веществом. В песчаниках с глинистым цементирующим материалом эффективна обработка соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислотами. Соляная кислота НCl растворяет карбонатные породы, выделяя твердый растворимый осадок, воду, углекислый газ.
При этом происходят следующие химические реакции:
- в известняках
2НCl + СаCO3 = СаС12 + Н2O+ СO2, (15.1)
- в доломитах
4HCl + CaMg(CO3)2 = CaCl2 + MgCl2 + 2H2O+ 2СО2. (15.2)
В зависимости от пластовых условий применяют 8-15% соляную
кислоту. Заводы поставляют концетрированную техническую кислоту. На
промысле ее разбавляют водой.
60
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]