ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Физические свойства газа отличаются от соответствующих свойств нефти, а именно: газ обладает гораздо меньшей вязко­стью и плотностью и большой сжимаемостью. Кроме того, газ отличается от нефти и товарными качествами. Вследствие ма­лой вязкости газ очень подвижен и со снижением давления сильно расширяется. Свойства его позволяют эксплуатировать скважины фонтанным способом. Поэтому в конструкции и обо­рудовании газовых скважин, освоении и регулировании режима их работы много общего с фонтанными нефтяными скважи­нами.

Конструкция газовой скважины определяется конкретными условиями ее бурения и последующей эксплуатации — глубиной и характером вскрываемых пластов и газовых залежей, нали­чием водоносных горизонтов, свойствами добываемого газа, пла­стовым давлением, дебитом газа и т. д.

В зависимости от числа скважин, их дебита, пластового дав­ления и других факторов применяют две схемы обвязки устье­вого оборудования: индивидуальную и групповую.

При индивидуальной схеме обвязки оборудование для регу­лирования работы, отделения примесей, измерения дебита газа и конденсата и предотвращения образования гидратов разме­щают на устье скважины и около него.

При групповой схеме на устье устанавливают только фон­танную арматуру, остальное же оборудование и приборы для группы скважин монтируют в одном месте — групповом пунк­те, где проводят смену штуцеров, отделяют примеси от газа и осуществляют сбор конденсата, а также мероприятия против гидратообразования, измерение дебитов газа и конденсата всех подключенных скважин. Каждая скважина связана с группо­вым пунктом коллектором высокого давления; состояние обору­дования устья скважин периодически контролируется.

При групповой схеме обвязки скважин облегчается их об­служивание, создается возможность широкой автоматизации процесса добычи газа и эффективного использования энергии дросселирования для получения конденсата и эжекции газа.

фонтанную арматуру, установленную на устье, чаще всего используют крестового типа с фланцевыми соединениями. Она удобна для монтажа и обслуживания и устойчива, так как име­ет небольшую высоту.

Конструкция забоев скважин зависит от характеристики продуктивных пород. Если газоносный пласт сложен плотными породами (известняками, песчаниками), то забой оставляют от­крытым, т. е. эксплуатационную колонну спускают до кровли продуктивного пласта (см. рис. П. 1,а); если газоносный пласт выражен рыхлыми, неустойчивыми породами (песками, слабо­сцементированными песчаниками), то забой скважины обору­дуют по схеме б или в (см. рис. II. 1).

Газовые скважины осваивают теми же способами, что и нефтяные. Часто применяют газлифтный способ, используя газ высокого давления из соседних скважин или воздух, подавае­мый с передвижных компрессорных установок.

Эксплуатируют скважины, как правило, при спущенных до середины фильтра фонтанных трубах, через которые газ по­ступает на поверхность. Фонтанные трубы спускают с целью освоения скважины и глушения ее при необходимости подзем­ного ремонта; исследования скважины, связанного со спуском глубинных приборов; предохранения эксплуатационной колон­ны от истирания и коррозии, при наличии в газе твердых при­месей (песок, кристаллы солей) и корродирующих компонентов; выноса жидкостей и механических примесей с забоя на поверх­ность.

ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН

Исследование скважин проводят для изучения геолого-фи­зических свойств пласта, пластовых жидкостей и газов с целью получения исходных данных для проектирования" разработки новых месторождений, выбора методов искусственного воздей­ствия на залежи и призабойную зону скважин, установления контроля и регулирования режима работы пластов и скважин.

Сущность гидродинамических методов ис­следования скважин заключается в определении харак­теристик пластов и скважин по данным измерений дебитов скважин и забойных давлений при установившихся и неуста­новившихся процессах фильтрации жидкостей и газов в пласте.

Метод установившихся отборов (его часто на­зывают методом пробных откачек) применяют при исследова­нии всех видов добывающих скважин (нефтяных, нефтегазо­вых, газовых и т. д.). Сущность его заключается в том, что на

основе промысловых измерений уста­навливают зависимость между деби­том скважины и забойным давлением Пластовое давление замеряют за­ранее, учитывая, что оно длительное время практически остается постоян­ным. После определения текущего де­бита изменяют режим работы скважи­ны, т. е. увеличивают или уменьшают ее дебит, и через некоторое время, когда давление на забое установится в соответствии с этим дебитом, вновь повторяют измерения. Затем опять из­меняют режим работы скважины и,

дождавшись установившегося дебита, вновь замеряют его. Та­кие измерения выполняют три или четыре раза.

Режим работы скважины изменяют по-разному в зависимо­сти от способа эксплуатации: при глубиннонасосной уменьшают или увеличивают длину хода плунжера или число ходов, при фонтанной — изменяют противодавление на устье скважины (путем смены штуцеров), при газлифтной — изменяют количе­ство закачиваемого в скважину сжатого газа (воздуха) и диа­метр штуцеров (для регулирования забойного давления).

Продолжительность работы скважины на каждом режиме,. зависящем от дебита скважины, характеристики пласта и на­сыщающих его жидкостей и газа, при исследовании определя­ют опытным путем.

По данным исследования строят графики зависимости деби­та скважины Q от забойного давления р_заб или от величины депрессии Ар, т. е. перепада между пластовым и забойным давлениями (Др = р_Пл— рзаб)- Такие графики называют инди­каторными диаграммами скважин.

По форме линии индикаторных диаграмм (рис. 11.31) могут быть прямыми (линия 1), выпуклыми. (линия 2) и вогнутыми (линия 5) относительно оси дебитов.

Для добывающих скважин могут быть построены прямоли­нейные диаграммы (когда эксплуатируется пласт с водонапор­ным режимом, когда приток однородной жидкости в скважину происходит по линейному закону фильтрации и т. д.); криволи­нейные— с выпуклостью, обращенной к оси дебитов; и диа­граммы, одна часть которых прямолинейна, а другая при уве­личении депрессии и дебитов — криволинейна (рис. 11.31, ли­ния 4). Искривление индикаторной линии обычно происходит вследствие нарушения линейного закона фильтрации.

Во всех случаях, когда залежь эксплуатируется на режиме, отличающемся от водонапорного, индикаторная линия будет выпуклой по отношению к оси дебитов.

Нагнетательные скважины могут иметь диаграммы прямо­линейные, криволинейные с выпуклостью, обращенной к оси Д^е"

битов или к оси давлений, и диаграммы прямолинейно-криво­линейные. Вследствие неправильных определений забойных давлений и дебитов форма индикаторной линии может быть вогнутой по отношению к оси дебитов. Поэтому в тех случаях, когда получают вогнутые индикаторные линии, исследование на приток считают неудовлетворительным и его необходимо повторить.

Приток жидкости к забою скважины определяется зависи­мостью

(П.З)

где К — коэффициент продуктивности; п — коэффициент, пока­зывающий характер фильтрации жидкости через пористую

среду.

При линейном законе фильтрации п=1 (индикаторная ли­ния— прямая). Линию, выпуклую к оси дебитов, получают при л> 1, а вогнутую — при п< 1.

При линейном законе фильтрации уравнение (П.З) прини­мает вид

(11,4)

Коэффициентом продуктивности добывающей скважины К называется отношение ее дебита к перепаду (деп­рессии) между пластовым и забойным давлениями, соответст­вующими этому дебиту:

(11.5)

Если дебит измерять в т/сут (м³/сут), а перепад давлений в паскалях, то размерность коэффициента продуктивности бу­дет т/(сут-Па), или м³/(сут-Па). Однако величина паскаль чрезмерно мала, поэтому для промысловых измерений давле­ния лучше пользоваться кратными единицами — мегапаскалем:(МПа) или килопаскалем (кПа).

Коэффициент продуктивности обычно определяют по дан­ным индикаторной линии. Если индикаторная линия имеет пря­молинейный участок, который затем переходит в, криволиней­ный, то коэффициент продуктивности определяют только по прямолинейному участку. Для установления коэффициента¹ продуктивности по криволинейному участку необходимо знать перепад давления, соответствующий этому коэффициенту.

Если забойное давление равно нулю, то по формуле (П.4) имеем

(II.6)

Эту максимальную производительность скважины при р_заб = = 0 называют потенциальным дебитом.

Практически дебит, равный потенциальному, можно полу­чить при условии, что в скважине есть зумпф (карман — часть

ствола скважины ниже отверстий фильтра). Если при этом скважинный насос спущен в зумпф, то противодавление на пласт можно поддерживать равным атмосферному и дебит скважины будет потенциальным.

По полученному в результате исследования скважины коэф­фициенту продуктивности устанавливают режим ее работы, подбирают необходимое эксплуатационное оборудование. По изменениям этого коэффициента судят об эффективности обра­боток призабойной зоны скважин, а также о качестве подзем­ных ремонтов. Сравнивая газовые факторы и коэффициенты продуктивности до и после обработки или ремонта скважины,, судят о состоянии скважины.

ЧТО ПРОИСХОДИТ ВО ВЗРОСЛОЙ ЖИЗНИ? Если вы все еще «неправильно» связаны с матерью, вы избегаете отделения и независимого взрослого существования...

Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам...

Живите по правилу: МАЛО ЛИ ЧТО НА СВЕТЕ СУЩЕСТВУЕТ? Я неслучайно подчеркиваю, что место в голове ограничено, а информации вокруг много, и что ваше право...

Что вызывает тренды на фондовых и товарных рынках Объяснение теории грузового поезда Первые 17 лет моих рыночных исследований сводились к попыткам вычис­лить, когда этот...

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: