Причины ограничивающие отбор газа из скважины

Обновлено: 16.07.2024

Добыча газа на промысле


История
Выход природного газа из естественных источников (например, «вечные огни» в Дагестане, Азербайджане, Иране и др.) использовались человеком давно.
Позже стали использовать природный газ, получаемый из колодцев и скважин (например, в 1 тыс. н. э. в Китае, в провинции Сычуань, при бурении скважин на соль было открыто месторождение Цзылюцзин, газ которого служил для выпаривания соли из растворов).

В середине 19 века началось применение природного газа как технологического топлива (например, на базе месторождения Дагестанские Огни было организовано стекольное производство). В 1920 х гг. начинается промышленная разработка чисто газовых месторождений: вначале залегающих на малых (около сотен м), а затем на всё больших глубинах.
Буровые скважины размещались на залежи по равномерной сетке с расстоянием между ними в среднем в 1 милю (1,6 км).
Добыча составляла 10—20% от потенциальной производительности скважины (абсолютно свободного ее дебита).
В 1930 х гг. благодаря развитию техники бурения скважин и переходу на большие глубины (1500—3000 м и более) был открыт новый тип залежи - газоконденсатный; разработка этих залежей потребовала создания новой технологии.
В 1940 х гг. были внедрены в практику научные методы разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
В 1948 г. под руководством советского ученого Б. Б. Лапука создан первый научно обоснованный проект разработки газового месторождения (Султангулово Куйбышевской обл.).
В последующие годы промышленные месторождения газов природных горючих разрабатываются по проектам, составленным на основе последних достижений промысловой геологии, гидродинамики и др.

Нормы отбора нефти и газа из скважин и пластов

Установить технологический режим работы скважины - это значит выбрать такие параметры эксплуатационного оборудования, которые обеспечивают получение на поверхности заданного дебита при соответствующем забойном давлении. С позиций притока в скважину заданный дебит называют нормой отбора, под которой понимают максимальный дебит скважины, допустимый условиями рациональной эксплуатации залежи и обеспечиваемый продуктивной характеристикой скважины. С позиций подъема продукции на поверхность заданный максимальный дебит, который можно получить из скважины при выполнении требований рациональной эксплуатации залежи и рационального использования эксплуатационного оборудования, называют технической нормой добычи нефти или оптимальным дебитом. Значения заданного дебита или забойного давления устанавливаются проектом разработки. Однако по мере дальнейшего изучения залежи и изменения условий разработки возникает необходимость их уточнения. Технологический режим определяют при помощи индикаторной диаграммы, на которую дополнительно наносят данные о количестве добываемой воды (обводненность), газа (газовый фактор), песка в зависимости от депрессии (или забойного давления), и регулировочных кривых, которые представляют собой зависимость дебита и других показателей от параметров эксплуатационного оборудования.

При нормировании отбора все скважины подразделяют на две группы: с ограниченными и с неограниченными отборами. Дебит скважины ограничивается геолого-технологическими и техническими причинами. К первым можно отнести: степень устойчивости пород пласта (разрушение пласта и вынос песка); наличие подошвенной воды и верхнего газа; необходимость ограничения объема добываемой воды и уменьшения среднего газового фактора в целом по пласту; необходимость равномерного стягивания ВНК и ГНК и предотвращения прорывов воды и газа. Техническими причинами являются недостаточная прочность эксплуатационной колонны и возможное смятие ее при значительном снижении забойного давления; ограниченная мощность эксплуатационного оборудования; минимальное забойное давление фонтанирования; вредное влияние газа на работу скважинных насосов и др. Неограниченный отбор жидкости допустим в скважинах либо малодебитных, эксплуатирующих истощенные пласты с низким пластовым давлением, когда они удалены от ВНК и ГНК, а динамический уровень снижается до кровли или даже до подошвы пласта, либо в сильно обводненных (более 80 %) при форсировании отборов. В обоих случаях должны отсутствовать образование песчаных пробок, рост газового фактора и обводненности продукции. При назначении неограниченного отбора стремятся достигнуть потенциального дебита скважины, а ограничиваться дебит может технико-технологическими возможностями оборудования по подъему жидкости на поверхность. Такой отбор назначают обычно на поздней стадии разработки.

Нефть, Газ и Энергетика

Газо-, нефте- и водопро явления. В разбуриваемых пластах могут находиться газ, вода и нефть. Газ через трещины и поры проникает в скважину.

Если пластовое давление выше давления бурового раствора, заполняющего скважину, газ с огромной силой выбрасывает жидкость из скважины-возникает газовый, а иногда и нефтяной фонтан. Это явление нарушает нормальный процесс бурения, влечет за собой порчу оборудования, а иногда и пожар.

Вода или нефть под очень большим пластовым давлением также может прорваться в скважину. В результате происходит выброс бурового раствора, а потом воды или нефти. Получается водяной или нефтяной фонтан.

Выбросы бывают не только в результате проникновения газа в скважину под превышающим пластовым давлением. Газ может постепенно проникать в раствор в виде мельчайших пузырьков через плохо заглинизированные стенки скважины или вместе с выбуренной породой.

Особенно сильно раствор насыщается газом во время длительных перерывов в бурении. Пузырьки газа на забое скважины находятся под сильным давлением, отчего газ сильно сжат, а размеры пузырьков чрезвычайно малы.

При циркуляции глинистый раствор поднимается вверх и выносит с собой пузырьки газа, при этом, чем выше они поднимаются, тем меньше становится давление на них и тем больше они увеличиваются в размерах. Наконец, пузырьки становятся настолько крупными, что занимают большую часть объема раствора, и плотность его значительно уменьшается.

Вес столба уже не может противостоять давлению газа, и происходит выброс. Постепенно просачиваясь в скважину, вода и нефть также уменьшают плотность раствора, в результате чего возможны выбросы. Выбросы могут возникать и при понижении уровня бурового раствора в скважине, которое происходит

или вследствие потери циркуляции, или же во время подъема труб в случае недолива скважины.

Признаки начала газопроявлений следующие: а) выход на поверхность при восстановлении циркуляции пачек глинистого раствора, насыщенного газом; б) кипение в скважине при ограниченном поступлении из пластов газа, что может наблюдаться в случае незначительных величин вязкости и статического напряжения сдвига глинистого раствора; в) слабый перелив раствора из скважины; г) повышение уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов (без добавления жидкости в циркуляционную систему); д) появление газа по показаниям газокаротажной станции.

В случаях, указанных выше, следует усилить промывку скважины, приостановить бурение или спуско-подъем до особого распоряжения и одновременно принять меры к дегазации раствора.

Чтобы предотвратить выброс, гидростатическое давление столба жидкости в скважине должно быть на 5-15 % выше пластового, в зависимости от глубины скважины. Избыточное давление на пласт достигается применением утяжеленных глинистых растворов. При утяжелении глинистого раствора обращают внимание на вязкость, сохраняя ее по возможности минимальной.

Однако нельзя ограничиваться только утяжелением глинистого раствора как мерой борьбы с выбросами газа, нефти или интенсивным переливом воды, так как выброс может быть неожиданным или начаться довольно бурно в чрезвычайно короткий отрезок времени, а утяжеление растворов - операция длительная.

Для предотвращения уже начавшегося выброса необходимо немедленно закрыть скважину, что легко осуществить, если ее устье герметизировано специальным противовыбросовым оборудованием.

Противовыбросовое оборудование для герметизации устья скважин устанавливается на колонном фланце кондуктора и состоит из превенторов, переходных фланцевых катушек, задвижек, колонных головок и другой специальной арматуры.

Превенторы изготовляются нескольких типов. При использовании плашечных превенторов скважины перекрываются сдвигающимися к центру плашками, выполненными из специальной резины с металлической арматурой.

Как правило, на устье скважины устанавливается два превентора, оснащенных плашками, соответствующими наружному диаметру труб, которые находятся в скважине. Глухие плашки устанавливаются по мере необходимости перекрытия всего сечения скважины.

Закрывать плашки можно как ручным способом при помощи штурвала, так и с помощью гидравлического или электрического приводов. Конструкция плашек выполнена таким образом, что за счет давления, возникающего внутри скважины, образуется дополнительное усилие, способствующее еще большему уплотнению.

В универсальных превенторах ствол скважины перекрывается специальным резиновым уплотнением, смонтированным в корпусе. В открытом состоянии уплотнение обеспечивает прохождение долота. Универсальные превенторы можно закрывать на трубах различного размера и вида (бурильных, УБТ и т. д.).

Вращающиеся автоматические превенторы предназначаются для автоматической герметизации устья скважины в процессе бурения. Они позволяют вращать и расхаживать бурильную колонну при закрытом превенторе; выпускаются на рабочее давление 7,5 и 20 МПа.

Для предупреждения газо-, нефте- и водопроявлений в процессе бурения, кроме утяжеления глинистого раствора и герметизации устья скважины, необходимо выполнить следующие основные мероприятия.

1. Не вскрывать пласты, которые могут вызвать проявления, без предварительного спуска колонны обсадных труб, предусмотренных ГТН.

2. Долив скважины при подъеме бурильной колонны должен носить не периодический, а непрерывный характер, для чего на нагнетательной линии следует иметь отвод для присоединения гибкого шланга или специальную емкость для произвольного стока бурового раствора или использовать дозаторы.

3. Цемент за кондуктором поднимать до устья скважины, чтобы обеспечить надежную герметизацию устья при борьбе с газо-, нефте- и водопроявлениями.

4. При снижении плотности глинистого раствора более чем на 20 кг/м3

(0,02 г/см3) необходимо принимать немедленные меры по его восстановлению.

5. Необходимо иметь запас раствора. На скважинах, в которых предполагается вскрывать зоны с возможными газонефте-проявлениями, а также продуктивные горизонты на вновь разведуемых площадях и объектах; на газовых и газоконденсатных месторождениях; на месторождениях с аномально высокими давлениями буровая установка до начала бурения должна быть обеспечена емкостями с запасным буровым раствором.

6. Так как колебания давления при спуско-подъемных операциях зависят от зазора между бурильной колонной и стенками .скважины, следует избегать применения компоновок нижней части бурильной колонны с малыми зазорами.

7. Колонну бурильных труб необходимо поднимать только после тщательной промывки скважины при параметрах глинистого раствора, соответствующих установленным ГТН. Промывать скважину следует при условии создания максимально возможной подачи насосов и при вращении бурильной колонны.

8. Если при подъеме бурильных труб уровень глинистого раствора в затрубном пространстве не снижается, то это указывает на возникновение эффекта поршневания. В подобном случае бурильную колонну необходимо спустить ниже интервала проявления, промыть скважину и только после этого приступить к подъему инструмента.

9. Перед вскрытием объектов с высоким пластовым давлением, где возможно проявление, под ведущей бурильной трубой устанавливают обратный клапан.

При угрозе выбросов буровая бригада должна немедленно принять надлежащие меры:

1. В процессе бурения или промывки скважины:

а) не прекращая промывки, бурильщик поднимает колонну до выхода ведущей трубы и муфты верхней бурильной трубы из ротора и составляет ее на весу, надежно закрепив тормоз лебедки, после чего руководит работой остальных членов буровой вахты по закрытию верхнего плашечного превентора и наблюдает (после его закрытия) за давлением на его выкиде: при росте давления до максимальных пределов бурильщик переключает выходящий из скважины поток жидкости на отвод со штуцером большого размера;

б) после подъема колонны труб помощники бурильщика при помощи превентора перекрывают устье скважины; после герметизации устья жидкость из скважины через выкидные линии противовыбросового оборудования направляется в циркуляционную систему (амбар);

в) после закрытия превентора непрерывно измеряется плотность бурового раствора и ведется наблюдение за измерением уровня жидкости в приемных емкостях буровых насосов, при необходимости производится утяжеление раствора;

г) при промывке с противодавлением в случае повышения уровня жидкости в приемной емкости буровых насосов следует уменьшить диаметр штуцера для увеличения противодавления на вскрытые пласты, с тем чтобы прекратить повышение уровня жидкости в приемной емкости. При этом давление в кольцевом пространстве не должно превышать допустимых величин;

д) при возрастании давления на устье до сверхдопустимых величин закачка жидкости прекращается, выкидные задвижки закрываются и ведется наблюдение за давлением в скважине, при дальнейшем повышении давления необходимо снижать его, приоткрывая задвижку и одновременно подкачивая раствор в бурильные трубы;

ж) дальнейшие работы по ликвидации фонтанирования проводят по специальному плану.

2. При полностью извлеченной из скважины колонне буровая вахта закрывает превентор с глухими плашками и устанавливает герметизирующее устройство для спуска труб под давлением. Одновременно ведется контроль за давлением на устье скважины. Газонефтепроявления ликвидируются по специальному плану.

3. При подъеме или спуске бурильной колонны, а если проявления незначительны;

а) бурильщик устанавливает бурильную колонну на ротор и вместе с помощником присоединяет ведущую трубу с обратным или шаровым клапаном, после чего колонну приподнимают и закрепляют тормоз лебедки;

б) верховой рабочий немедленно спускается с вышки;

в) закончив присоединение ведущей трубы, буровая бригада герметизирует устье скважины так, как это было сказано в пункте 1.

Б. Если газопроявления возникают внезапно, сопровождаясь выбросами, не позволяющими присоединить ведущую трубу:

а) верховой рабочий немедленно спускается с вышки;

б) бурильщик спускает бурильную колонну так, чтобы элеватор доходил до ротора, и оставляет ее на весу;

в) буровая бригада герметизирует устье скважины превентором в соответствии с п. 1, после чего в верхнюю замковую муфту ввинчивают шаровой или обратный клапан (в открытом положении), применяя приспособление для его открытия, а затем закрывают клапан и задвижки на выходе превентора;

г) буровая бригада присоединяет ведущую трубу к бурильной колонне;

д) запускают буровые насосы и направляют поток жидкости в колонну, одновременно бурильщик с помощниками приоткрывает задвижку на линии превентора в циркуляционную систему (через штуцер); эта операция проводится с постепенным увеличением подачи насосов до максимума с таким расчетом, чтобы количество жидкости, выпускаемой из скважины, соответствовало подаче ее насосами, контроль осуществляется по изменению уровня жидкости в приемных емкостях насосов, при этом давление под превентором не должно превышать допустимых величин (давления опрессовки колонны).

Между членами каждой вахты должны быть распределены обязанности на случай возникновения газонефтеводопроявления, которые должны быть указаны в аварийном расписании, вывешенном в культбудке. Буровой мастер должен устраивать учебные тревоги с каждой вахтой по плану ликвидации возможных аварий с регистрацией их проведения в специальном журнале. Контрольные учебные тревоги с буровыми вахтами должны проводить ИТР буровой организации и представители военизированной службы по предупреждению возникновения и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов и анализировать результаты этих тренировок.

Иногда приходится прибегать к бурению под давлением. При этом помимо герметизации устья скважины требуется дополнительное оборудование - механизм для проталкивания бурильных или обсадных труб, замкнутая схема циркуляции (состоящая из герметизированных желобов, приемной и запасной емкостей), а также обязательно наличие штуцерной батареи. Противодавление на пласт при бурении под давлением создается столбом глинистого раствора и сопротивлением в штуцере, устанавливаемом на конце выкидной линии, идущей от противовыбросового оборудования.

Иногда, в силу целого ряда обстоятельств, несмотря на принимаемые меры, при открытом фонтанировании нефти или газа возникают пожары. При начавшемся пожаре устье скважины необходимо освободить от оборудования и принять меры к тушению пожара с помощью водяных струй, создаваемых брандспойтами или струями отработанных газов реактивных двигателей, взрывами и т. п. Если заглушить фонтан перечисленными способами нельзя, то бурят наклонные скважины в зону притока газа, нефти, воды в ствол фонтанирующей скважины и под давлением через наклонные стволы закачивают утяжеленный глинистый раствор. В особенно тяжелых случаях при ликвидации открытых фонтанов нефти или газа прибегают к ядерным взрывам.

Грифоны и межколонные проявления. Под грифонами, происходящими в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин, следует понимать фонтанные газо-, нефте- и водопроявления вскрытых пластов, выходящие на земную поверхность по трещинам, высокопроницаемым пластам или по контакту цемент-порода, за пределами устья скважины.

Фонтанные нефте-, газо- и водопроявления в кольцевом пространстве, между эксплуатационной и технической колонной, а также между технической колонной и кондуктором обычно называют межколонными проявлениями. Грифоны и межколонные проявления обычно взаимно связаны и обусловливают друг Друга.

По причинам возникновения все случаи грифонообразования, а также межколонных проявлений связаны с некачественной изоляцией высоконапорных пластов, необоснованно выбранной глубиной спуска кондуктора и низким качеством его цементирования. Эти причины, а также негерметичность обсадных колонн могут привести к прорыву пластовой жидкости и газа на поверхность и образованию грифонов у устья скважины.

Для предотвращения грифонов и межколонных проявлений необходимо: спустить кондуктор с учетом перекрытия пластов, по которым может произойти прорыв пластовой жидкости (газа) на поверхность, и обеспечить качественное его цементирование с подъемом цементного раствора до устья; обеспечить качественное крепление скважины промежуточными и эксплуатационной колоннами с обязательным подъемом цемента до башмака предыдущих колонн.

Возникновение грифонов и межколонных проявлений вызывает тяжелые последствия. На ликвидацию грифонов затрачивается много времени и средств. В ряде случаев работы по ликвидации грифонов заканчиваются гибелью скважин.

Вместе с тем, при соблюдении всех необходимых требований в процессе бурения и опробования скважин можно избежать этого осложнения.

Для борьбы с действующими грифонами, образовавшимися при проводке скважин, следует осуществлять форсированный отбор жидкости и газа на соседних скважинах, приостановив при этом законтурное заводнение (если оно проводится).

В случае когда в результате действия грифона доступ к устью бурящейся скважины закрыт, для ликвидации фонтана (грифонов) бурят наклонно-направленные скважины.

ТЕМА 3.4. Нормы отбора углеводородов из скважин пластов

Установить технологический режим работы скважины- это значит выбрать такие параметры оборудования, которые обеспечивают получение заданного дебита углеводородов при соответствующем забойном давлении. Различают норму отбора продукции скважины с позиций притока в скважину и норму отбора с позиций подъема на поверхность.

С позиций притока максимальный дебит скважины обеспечивается с одной стороны продуктивной характеристикой скважиныи пласта, а с другой стороны- условиями рациональной эксплуатации залежи.

С позиций подъема продукции на поверхность максимальный дебит скважины обеспечивается рациональным использованием эксплуатационного оборудования и требованиями рациональной эксплуатации залежи. Такой дебит является оптимальным, и его называют технической нормой добычи нефти.

Технологический режим работы скважины определяют при помощи индикаторной диаграммы, на которую дополнительно наносят данные о количестве добываемой воды (обводненность), добываемого газа (газовый фактор), выносимого песка в зависимости от депрессии( или забойного давления). При этом также принимается во внимание зависимость дебита от параметров эксплуатационного оборудования.

Дебит скважины ограничивается геолого- технологическими и техническими причинами. По этой причине добывающие скважины подразделяются на скважины с ограниченным отбором и неограниченным отбором.

Норму отбора могут ограничивать состояние устойчивости пород пласта (вынос песка), наличие подошвенной воды инеобходимость ограничения объема добываемой воды, наличие верхнего газа и необходимость уменьшения газового фактора, необходимость предотвращения прорывов воды и газа. Техническими причинами ограничения нормы отбора могут являться недостаточная прочность эксплуатационнойколонны и возможное смятие ее при снижении забойного давления, ограниченная мощность эксплуатационного оборудования, вредное влияние газа на работу скважинных насосов и др.

Неограниченный отбор флюидов допускается в малодебитных скважинах, эксплуатирующих истощенные пласты с низким пластовым давлением, когда они удалены от ВНК иГНК, а динамический уровень снижается до кровли или подошвы пласта. Неограниченный отбор обычно назначается на поздней стадии разработки, например, в сильно обводненных пластах при форсировании отборов. При назначении неограниченного отбора стремятся обеспечить потенциальный дебит скважины.

Причины ограничивающие отбор газа из скважины

Лекция 9. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕЖИМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН .

9.1 Геологические, технические, технологические и экономические условия ограничения дебита

Условия ограничения дебитов скважин могут быть обус­ ловлены геолого- промысловыми факторами и технико-технологи­ческими условиями эксплуатации, а также экономическими факторами

Все указанные ограничения не дейст­вуют одновременно на каждом месторождении. В зависимости от конкретных геолого-промысловых условий, состава и свойств газа на каждом месторождении могут быть главные и второстепенные факторы, которые ограничивают дебиты скважин. Руко­водствуясь этими факторами, а также потребностью в газе, на­значают технологические режимы эксплуатации газовых сква­жин.

Геологические факторы. Разрушение призабойной зоны пласта — вынос частиц пес­ка и цементирующего материала породы, обусловлено чрезмер­но большим градиентом давления на забое скважины при ее эксплуатации. Известно, что силы сцепления между частицами, слагающи­ми пористую среду, могут быть ослаблены под действием гради­ентов давления, возникающих при движении газа к забою сква­жины. Если градиент давления превышает некоторую макси­мально допустимую величину, разрушается призабойная зона скважины и твердые частицы выносятся на ее забой. Если скоро­сти восходящего потока газа в стволе скважины достаточно вы­соки, частицы выносятся на поверхность.Вынос твердых частиц из пласта может привести к разруше­нию забоя, образованию песчаных пробок, а также к истиранию колонны подъемных труб и поверхностного оборудования. Иног­да из-за разрушения оборудования возможны большие утечки газа, открытые газовые фонтаны или грифоны. Практика разработки месторождений показывает, что неболь­шое количество песка, выносимого при исследовании скважин или кратковременных ее продувках, не оказывает существенного вреда. Образование конусов подошвенной воды или преждевре­менный прорыв краевой воды в скважины может существенно снизить проницаемость призабойной зоны и даже прекратить поступление газа в скважину. Возможность преждевременного обводнения скважины опре­деляется в основном расстоянием от забоя до зеркала подошвен­ных вод или до контура краевых вод, проницаемостью пласта по вертикали и горизонтали, степенью неоднородности коллекторов и режимом эксплуатации скважины. Существуют некоторый оп­тимальный режим и определенная степень вскрытия пласта, по­зволяющая обеспечить предельный безводный дебит скважины. В случае прорыва на забой подошвенной воды необходимо на определенное время закрыть скважину, а затем эксплуатиро­вать ее при дебитах, не допускающих образования конусов (эксплуатация на предельном безводном дебите). Про­рыв контурных вод, как правило, нельзя устранить простым за­крытием скважины. Обычно для этого в скважине проводят спе­циальные работы по изоляции обводнившихся пропластков.

Технологические факторы Образование гидратов природных газов на забое, в газопроводящей колонне и в поверхностных коммуникациях и соору­жениях обусловлено прежде всего содержанием в них влаги. При изменении термодинамического равновесия во время эксплуата­ции месторождения на забое и в стволе скважины могут обра­зовываться кристаллогидраты. Особенно это относится к место­рождениям, пластовая температура в которых достаточно низка из-за высокого геотермического градиента. Образование кристаллогидратов создает серьезные трудности при эксплуатации скважин: изменяется их производительность и даже прекращается подача газа из скважин в результате обра­зования гидратных пробок, обмерзания оборудования и т. Выпадение конденсата в пласте и на забое скважин

Необходимость получения вместе с газом максимально возможного количества конденсата может привести к уменьше­нию депрессий на пласт, что приводит к выпадению конденсата в пласте. С целью недопущения преждевременно­го выпадения конденсата в пласте необходимо обеспечить предотвращение снижения пластового давления ниже давления начала конденсации.

При образовании конденсата на забое может возникнуть не­обходимость уменьшения диаметра фонтанных труб для обеспечения выноса конденсата с забоев скважин.

Обеспечение оптимальных условий обработки газа, а также для получения более вы­сокого давления на входе в установки низкотемпературной се­парации на головке скважин давление держат на высоком уровне, что значительно снижает дебиты.

Технические факторы. Ограниченная пропускная способность фонтанных (обсад­ных) труб, газосборных сетей и промысловых сооружений по подготовке газа к транспорту приводит к эксплуатации скважин с дебитами, меньшими, чем те, которые установлены по геолого-промысловым факторам.

Смятие эксплуатационной колонны возможно при создании малых противодавлений на пласт, особенно на месторожде­ниях, где пласты — неустойчивые, слабосцементированные поро­ды, а также тогда, когда при эксплуатации скважин выносилось большое количество песка, ослабившего колонну.

Вибрация фонтанного оборудования обусловлена пульса­цией газового потока при изменении давления. При больших дебитах газа вибрация фонтанного оборудования может привести к усталости материала и разрушению арматуры. Для устране­ния вибрации следует изменить частоту ее собственных колеба­ний путем уменьшения высоты арматуры или увеличения ее мас­сы. Снижение дебитов газа также прекращает вибрацию обору­дования.

Разрушение оборудования вследствие коррозии или эрозии. Содержание в газе СО2, Н2 S при определенных влаж­ ности, температуре и скоростях потока приводит к интенсивному разрушению труб. Для разных месторождений причины корро­зии различны в зависимости от свойств газа и воды и условий эксплуатации. При высоких дебитах скважин может происходить эрозион­ное разрушение труб, штуцеров, оборудования, так как при вы­ соких скоростях газового потока разрушающая способность твердых частиц, движущихся вместе с газом, становится значи­тельной.

К техническим условиям относятся также неудовлетворительное состояние забоя и подземного оборудования (загрязнение); недоброкачественность цементажа колонны; негерметичность обсадной колонны (приток воды, утечка газа); опасность разрыва колонны, для предотвращения этого явления эксплуатационную колонну рассчитывают на снижение давления до атмосферного.

Экономические условия сводятся к расчетам и выбору основных технико-экономических показателей рационального распределения потерь давления по системе пласт-скважина-газопровод в целом. Объемы добычи должны при этом быть такими, при которых приведенные затраты по месторождению будут наименьшими. Экономические факторы учитывают также потребности в газе. В летнее время происходит снижение потребления газа, производят уменьшение объемов добычи путем уменьшения дебитов скважин, некоторые скважины в летнее время отключают. Немаловажное влияние на объемы добычи газа имеет и маркетинговый фактор, то есть наличие выгодного сбыта.

9.2 Выбор технологического режима эксплуатации скважин в различных условиях

При эксплуатации газовых и газоконденсатных месторожде­ний стремятся получить максимально возможный дебит каждой скважины, что способствует уменьшению числа добывающих скважин и улучшению экономических показателей разработки месторождения. Однако следует отметить, что в уже эксплуати­ рующихся скважинах регулирование дебитов газа возможно лишь в результате изменения диаметров фонтанных труб и газо­проводов, совершенствования конструкции забоя и проведения мероприятий технологического характера.

Под технологическим режимом эксплуатации газовых скважин подразумеваются условия, при которых обес­печиваются наибольшие дебиты газа и конденсата с учетом их ограничивающих факторов и требований правил охраны недр и техники безопасности.

Различают фактический и расчетный технологический режим.

Фактический технологический режим устанавливает геологическая служба ежеквартально или раз в полгода в соответствии с данными проекта, результатами исследования, опыта эксплуатации.

Расчетный технологический режим определяют при составлении проектов разработки на много лет вперед. При составлении проекта разработки определяют изменение дебита, забойного и устьевого давлений во времени в зависимости от добычи газа в целом по месторождению.

Существует шесть технологических режимов

1) Режим постоянного градиента давления

2) Режим постоянной депрессии

3) Режим постоянного дебита

4) Режим постоянного забойного давления

5) Режим постоянного давления на головке скважины

6) Режим постоянной скорости при забое

Расчеты технологического режима производят для трех случаев:

1) Когда задана зависимость отбора газа во времени, т.е. ;

2) Когда отбор газа постоянный ;

3) Для периода падающей добычи при постоянном числе скважин, т.е. n = const :

Режим постоянного градиента давления ( Y = const ) характерен для условий разработки, приуроченной к относительно неплотным породам, способным разрушаться при высоких отборах газа из скважины. При этом должно соблюдаться условие: .

Классификация пород по Шахназарову А. А.:

1) Неустойчивые породы при размокании приходят в состояние текучести, разрушаются при до 0,5 МПа/м;

2) Слабо устойчивые породы ;

3) Средне устойчивые породы ;

4) Устойчивые породы, не разрушаются при .

Значение градиента давления определяют для начального дебита, при котором еще не наблюдается разрушения породы:

где А0, В0 - коэффициенты, определенные для скважин совершенных по степени и по характеру вскрытия.

Режим постоянной депрессии. D Р = Рн-Рз= const

Этот режим используют в тех же случаях, что и режим постоянного градиента.

Режим постоянного дебита - Этот режим удобен с точки зрения осуществления на практике. Он применяется для крепких коллекторов до тех пор, пока градиент давления не достигнет опасного значения.

Р ежим постоянного забойного давления п рименяют в тех случаях, когда нежелательно дальнейшее снижение забойного давления, например, в случаях выпадения конденсата на забое скважины.

Р ежим постоянного давления на головке скважины является разновидностью режима , более удобным для осуществления на практике. Он применяется в бескомпрессорный период эксплуатации, для поддержания в газопроводе постоянного давления, а также для осуществления низкотемпературной сепарации.

Режим постоянной скорости на забое

применяется в случаях, если происходит разрушение коллектора, а также в случае большого выноса с забоя скважины твердых частиц и прискважинное оборудование не в состоянии эффективно очистить струю газа.

Осн: 1[ 127-130 ] , 2173

Доп: 4101, 6[ 96-103 ],

Контрольные вопросы:

1. Какие существуют условия ограничения дебита в газовых скважинах?

2. Перечислите технологические режимы эксплуатации газовых скважин

3. Какой технологический режим следует применять в скважинах с слабосцементированными рыхлыми породами?

Вопрос № 12 Факторы ограничивающие производительность скважин

1) Геологические (природные): условие разрушения скелета горных пород (разрушение ПЗП); образование конусов воды и преждевременное обводнение скв.; давление начала конденсации; продвижение пластовых вод; наличие сероводорода; коррозия скв.; обратное промерзание ММП;

2) Технико-технологические: при эксплуатации скв. – выделение конденсационной воды из потока газа (может произойти самоглушениескв.); выделение газового конденсата; температурный режим работы скв.; гидратообразование;

3)Технико-экономические: сочетают оптимизацию природных и технологических факторов с учетом проведения экономического расчета.

Максимально допустимый дебит (МДД) скв. – максимальный дебит, при котором еще соблюдаются условия избранного оптимального технологического режима эксплуатации скв., т.е. при котором еще не наступает разрушение ПЗП, подтяжка подошвенных вод, гидратный режим работы скв. и т.д.

Минимально необходимый дебит (МНД) – дебит скв., при котором так же сохраняются условия избранного оптимального технологического режима, т.е. при Qраб< QМНД, уже не обеспечиваются скорости фильтрации в башмаке НКТ, позволяющие выносить песок с забоя скв., нарушается оптимальный температурный режим ее работы.

См лекция Дубнева

Вопрос №13 Технологический режим эксплуатации скважин и его установление.

В процессе добычи газа из газовой залежи скважины, шлейфы, сепараторы, теплообменники, абсорберы, десорберы, турбодетандеры, компрессоры и другое оборудование промысла работает на определенном технологическом режиме.

Технологическим режимом эксплуатации газовых скважин называется рассчитанное изменение во времени дебита, давления, температуры и состава газа на устье скважины при принятом условии отбора газа на забое скважины. Условием отбора газа на забое скважины называется математическая запись фактора, ограничивающей дебит скважины при ее эксплуатации.

В предыдущей главе отмечалось, что технологический режим эксплуатации скважин зависит от типа газовой залежи (пластовая, массивная), начального пластового давления и температуры, состава пластового газа, прочности пород газовмещающего коллектора и других факторов. Он устанавливается по данным режимных исследований скважин с использованием специального подземного и наземного.

При батарейном размещении скважин образуется местная воронка депрессии, что значительно сокращает период бескомпрессорной эксплуатации месторождения и срок использования естественной энергии пласта для низкотемпературной сепарации газа. С другой стороны, в этом случае сокращается протяженность газосборных сетей и промысловых коммуникаций. Линейное расположение скважин по площади газоносности обусловливается, как правило, геометрией залежи. Оно обладает теми же преимуществами и недостатками, что и батарейное.

На практике газовые и газоконденсатные залежи разрабатываются, как правило, при неравномерном расположении скважин по площади газоносности. При неравномерном размещении скважин на площади газоносности темпы изменения средневзвешенного приведенного давления в удельных объемах дренирования скважин и всей залежи различны. В этом случае возможно образование глубоких депрессионных воронок давления в отдельных объемах залежи.

Преимущество неравномерного размещения скважин на площади газоносности по сравнению с равномерным уменьшение капитальных вложений в строительство скважин, сроков строительства скважин, общей протяженности промысловых дорог, сборных газо-и конденсатопроводов, ингибиторопроводов,. водопроводов, линий связи и электропередач.

Наблюдательные скважины (примерно 10 % эксплуатационных) бурят, как правило, в местах наименьшей геологической изученности залежи, вблизи мест тектонических нарушение в водоносной зоне около начального газоводяного контакта в районах расположения скважин, эксплуатирующих одновременно несколько пластов, в центре кустов при батарейно-кустовом размещении скважин. Они позволяют получать разнообразную информацию о конкретных свойствах пласта; изменении давления; температуры и состава газа; перемещении газоводяного контакта; газо-, водо- и конденсатонасыщенности пласта; направлении и скорости перемещения газа в пласте.

При разработке газоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления размещение нагнетательных и эксплуатационных скважин на структуре и площади газоносности зависит от рабочего агента, закачиваемого в пласт для поддержании давления, геометрической формы площади газоносности в плане и коллекторских свойств залежи.

При закачке в пласт газообразного рабочего агента (как правило, сухого газа) нагнетательные скважины размещают в виде батарей в приподнятой, купольной части залежи, эксплуатационные - также в виде батарей, но в пониженной части, на погружении складки. При закачке в пласт жидкого рабочего агента (как правило, воды) нагнетательные скважины размещают в пониженной части залежи, а эксплуатационные - в повышенной, купольной.

При таком размещении скважин на структуре увеличивается коэффициент охвата вытеснением пластового газа рабочим агентом за счет различия вязкостей и плотностей пластового газа и закачиваемого рабочего агента.

Нагнетательные и эксплуатационные скважины при разработке залежей с поддержанием давления размещаются на площади газоносности в виде кольцевых или лилейных цепочек скважин. Обычно расстояние между нагнетательными скважинами принимают 800 - 1200 м, а между добывающими 400 - 800 м.

Особенностью пластовых флюидов газоконденсатных месторождений является возможность выпадения конденсата в пласте, стволе скважин и наземных сооружениях в результате снижения давления и температуры. Характерным для эксплуатации газоконденсатных месторождений являются многофазность поступающей из скважин продукции и необходимость наиболее полного отделения конденсата. В связи с этим комплексное разработка газоконденсатных месторождений имеет ряд особенностей по сравнению с разработкой чисто газовых месторождений. В частности, разработка газоконденсатных месторождений должна обеспечивать оптимальные условия работы пласта с точки зрения наиболее полного извлечения конденсата из недр.

Газоконденсатные месторождения могут разрабатываться без искусственного поддержания пластового давления (на истощение, как чисто газовые месторождения) или с поддержанием давления в пласте.

В мировой практике наряду с разработкой газоконденсатных месторождений без поддержания давления, т.е. методом, наиболее распространенным у нас и за рубежом, на практике используется также метод разработки газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления путем закачки сухого (отбензиненного) газа в пласт. Этот способ называется методом обратной закачки газа в пласт (сайклинг-процесс). Применяются также часто различные комбинации этого метода - полный сайклинг, неполный сайклинг, канадский сайклинг, когда газ закачивается в летний период времени и отбирается зимой в периоды наибольшего спроса газа.

Разработка газоконденсатного месторождения с поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа обеспечивает наибольшие значения коэффициента газо - и конденсатоотдачи за весь период разработки месторождения.

В насыщенных залежах при падении давления сразу начинает выделяться в пласте конденсат. В ненасыщенных со снижением давления с первоначального до давления насыщения выпадения конденсата в пласте не происходит. В перегретых залежах при любом снижении давления при пластовой температуре в пласте выделения конденсата не происходит. Таким образом, как частично ненасыщенные залежи, так и полностью перегретые газоконденсатные залежи в процессе их разработки не требуют поддержания пластового давления, а могут разрабатываться на истощение.

При искусственном заводнении газоконденсатного месторождения объем закачиваемой воды зависит от уровня добычи газа и значения поддерживаемого пластового давления. Если используется метод заводнения пласта, достигается одновременная добыча газа и конденсата постоянного состава, что имеет положительное значение для проектирования объектов по переработке конденсата. В то же время возникают дополнительные потери газа и конденсата, вызванные их защемлением при давлении, близком к начальному. Коэффициенты газо - и конденсатоотдачи в зависимости от коэффициента охвата и характера неоднородности пласта по площади и мощности пласта в этом случае уменьшаются.

Разработка газоконденсатных месторождений на истощение обеспечивает одновременную добычу газа и конденсата, высокий коэффициент газоотдачи, возможность изменения в широких пределах темпов отбора газа и конденсата. При этом затраты на разработку по сравнению с другими методами минимальные. Однако по сравнению с методом обратной закачки газа в пласт этот метод обеспечивает меньшую конденсатоотдачу. При сравнении различных методов разработки по весу извлекаемых углеводородов эксплуатация газоконденсатных месторождений на истощение равноценна разработке нефтяных месторождений с закачкой газа или воды в пласт.

Читайте также: