Лекция 9. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕЖИМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ
СКВАЖИН.
9.1 Геологические, технические,
технологические и экономические условия ограничения дебита
Условия ограничения дебитов скважин могут быть обусловлены
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, Н2S при определенных влажности, 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 высоких
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 эксплуатирующихся
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:
(9.1)
где А0,
В0 - коэффициенты, определенные для скважин
совершенных по степени и по характеру вскрытия.
(9.2)
(9.3)
Режим
постоянной депрессии. DР = 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.
Режим постоянного забойного давления применяют в тех случаях, когда нежелательно дальнейшее
снижение забойного давления, например, в случаях выпадения конденсата на забое
скважины.
Режим 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], 2[171-188]
Доп: 4[99-101], 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?