ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Сдам Сам

ПОЛЕЗНОЕ


КАТЕГОРИИ







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 рзаб или от величины депрессии Ар, т. е. перепада между пластовым и забойным давлениями (Др = рПл—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 Де"


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 рзаб = = 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.









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


©2015- 2018 zdamsam.ru Размещенные материалы защищены законодательством РФ.