Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 [ 18 ] 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124

ГЛАВА III

Технологические режимы эксилуатации скважин при разработке месторождений газа

Под технологическим режимом эксплуатации газовых (газоконденсатных) скважин понимается поддержание на забое скважин путем регулирования дебита или (и) забойного давления условий, обеспечивающих соблюдение правил охраны недр и безаварийную эксплуатацию скважин. В некоторых случаях, когда природные условия не налагают ограничений на величину дебитов скважин, отборы из скважин устанавливают исходя из технико-экономических расчетов или нужд потребителя. Так или иначе технологические режимы представляют собой ограничения, которые необходимо учитывать при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин.

Некоторые технологические режимы эксплуатации скважин могут быть выражены математическими формулами (режимы поддержания на стенке скважины максимального допустимого градиента давления, режим допустимой депрессии на пласт, режим заданного дебита скважины и др.). Другие технологические режимы эксплуатации скважин основаны на определенных принципах, которые обусловливают ограничение величины дебита или забойного давления (технологические режимы, обеспечивающие равномерное продвижение границы раздела газ-вода, максимальную продолжительность безводной эксплуатации скважин и т. д.).

Здесь не освещаются вопросы техники и технологии исследования скважин с целью установления допустимого технологического режима эксплуатации, так как они являются предметом курса «Добыча газа». В данной главе технологические режимы рассматриваются как граничные условия по скважинам, которые необходимо учитывать при определении показателей разработки месторождений природных газов.

Одним из простейших (с точки зрения установления и поддержания в процессе разработки залежи) технологических режимов эксплуатации газовых скважин является режим максимально допустимой депрессии на пласт. Этот распространенный на практике режим математически записывается в виде

где (О - пластовое давление в районе некоторой скважины в момент времени t; (t) - забойное давление в той же скважине в момент времени t; 6 - допустимая депрессия на пласт.

До последнего времени этот технологический режим рекомендовался при эксплуатации скважин с рыхлыми коллекторами. При исследовании скважин на различных отборах устанавливается такая максимально допустимая депрессия на пласт, при которой еще не происходит разрушения забоя и выноса в скважину частиц породы продуктивного пласта [24]. При дальнейшей разработке месторождения и падении пластового давления забойное давление должно изменяться так, чтобы разница между рл (О и р (t) все время не превышала допустимой депрессии б.

Режим максимально допустимой депрессии в условиях рыхлых коллекторов, строго говоря, не является оптимальным. В подобных случаях целесообразнее поддерживать на поверхности перфорационных каналов максимально допустимый градиент давления [29, 65], о чем будет сказано ниже.

Даже в случае устойчивых коллекторов не любой дебит, а следовательно, не любая депрессия являются рациональными. Чем больше дебиты скважин, тем меньше требуется их число для добычи запланированного количества газа. С увеличением дебита скважин увеличиваются потери давления в пласте, в скважине и в газосборных сетях. Следовательно, сокращается период эксплуатации установок HTG без ввода источников искусственного холода, раньше требуется вводить головную компрессорную станцию. Наиболее рациональная величина депрессии на пласт при разработке залежи с устойчивыми коллекторами определяется технико-экономическими расчетами. Так, в результате технико-экономических расчетов для скважин Шебе-линского месторождения была определена средняя оптимальная допустимая величина депрессии на пласт 30 кгс/см [72].

При опасности образования гидратов в призабойной зоне пласта (при низкой пластовой температуре) скважины эксплуатируются при максимальной безгидратной депрессии на пласт (В. С. Смирнов).

При эксплуатации скважин, вскрывших рыхлые, неустойчивые коллекторы, разрушающая скелет пористой среды сила прямо пропорциональна градиенту давления. При фильтрации газа к скважине депрессионная воронка такова, что градиент давления достигает максимума на стенке скважины. Если силы сцепления меньше силы, возникающей при фильтрации газа, то скелет пористой среды разрушается. Наибольшему разрушению подвержена пористая среда, непосредственно примыкающая к скважине. Поэтому в условиях рыхлых коллекторов при эксплуатации необходимо поддерживать на стенке скважины i максимально допустимый градиент давления.

Приведем математическую формулу для характеристики данного технологического режима.

1 Для простоты изложения будем писать «на стенке скважины», хотя правильнее было бы сказать «па поверхности перфорационных каналов».

При нелинейном законе сопротивления для скорости фильтрации газа имеем

Так как

ер Par

уравнение (1) записывается в виде:

В уравнениях (1) и (2) i; - скорость фильтрации газа; р, - коэффициент, характеризующий извилистость поровых каналов; д - дебит газовой скважины, приведенный к атмосферному давлению и пластовой температуре; F - площадь фильтрации {F = 2ягк).

Разделим переменные в уравнении (2) и проинтегрируем в пределах: по давлению р от рс до рк и по радиусу г от Лс ДО Rk- Получим i

P" nkh Лс 2л2Д2 Rk)

Учитывая, что Лк Rc, окончательно имеем

, Rk

Уравнение притока газа к забою скважины при нелинейном законе сопротивления записывается в виде:

ri-p=Aq + Bq2. (4)

Сопоставляя (3) и (4), получаем, ято в случае совершенной скважины х Ал 2BnhRc

(5>

С учетом (5) уравнение (2) представим в виде:

dp А BRc 2

2.р1п-5 2

Максимальное значение градиента давления получается у стенки скважины. Приравнивая в полученном уравнении г = Лс и р = рс, имеем

В ?2

плп окончательно

2Лс1п. 2Лс Рс

С.П+. (6)

1 При установившейся фильтрации дебит газа q не зависит от координаты г п поэтому он выносится за знак интеграла.