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

г л а в а 3

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИК

Газовая скважина эксплуатируется фонтанным способом. Продукция ее состоит преимущественно из газообразных углеводородов. В газе могут содержаться небольщие объемы жидких углеводородов и вода. Конденсат, извлекаемый из пласта в виде газа, в поверхностных условиях является бесцветной или слабоокращенной жидкостью, состоящей из низкомолекулярных углеводородов. Так как газовый фактор находится, по меньшей мере, на уровне десяти тысяч м/м, газовые скважины можно рассматривать как нефтяные с высокими (иногда неопределенными) газовыми факторами. Изложенные в разделе 2.3 материалы во многих отношениях верны и для газовых скважин. В этой же главе мы поставили целью изложить те особенности газовых скважин, которые отличают их от фонтанирующих нефтяных. Первый вопрос, подлежащий рассмотрению, относится к продуктивности газовых скважин. Сжимаемость газа намного больше сжимаемости большинства пластовых флюидов, состоящих из нефти и газа. Фильтрация газа в пласте происходит по законам, отличным от законов фильтрации нефти. Часто встречающиеся очень высокие давления, температуры и возможная коррозионная активность газа вызывают необходимость учитывать приведенные факторы при заканчивании газовых скважин.

3.1. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН. ИНДИКАТОРНЫЕ КРИВЫЕ

Уравнения, выражающие добывные возможности газовых скважин, отличаются от уравнений для нефтяных скважин, так как некоторые физические параметры газовой среды с изменением давления в пластовых условиях изменяются в большей степени, чем в нефтяной среде. Если рассмотрим установившуюся, ламинарную, однофазную, плоскорадиальную фильтрацию, то уравнение (2.1-1) примет вид:

Для данной скважины выражение

KhkTcT

РстТ In ---

практически постоянное, поэтому приближенно постоянно и значение р2. Обозначив постоянную составляющую через С, получим

Яг.ст=С (pLcT -Рз.д).

в действительности среднее пластовое давление изменяется в зависимости от забойного давления, что приводит к изменениям как среднего значения коэффициента сжимаемости г, так и средней вязкости р,. Фильтрация часто носит турбулентный характер, особенно в призабойной зоне. Поэтому Роулинз и Шелхард на основе приведенного соотношения получили следующее уравнение, учитывающее фактические условия установившейся фильтрации (Катц, 1959):

9г.ст=С(р1ст-р1.д)".

(3.1-2)

Эта зависимость достаточно хорошо подтверждается практикой и строится обычно в бнлогарифмической системе координат. Индикаторная линия в э*том случае имеет вид прямой линии. На рис. 3.1-1 приведена индикаторная кривая, построенная по данным испытания газовой скважины ОК-17 (Венгрия). Значение п в этом случае изменяется от 0,5 до 1,0. Если оно не совпадает с этими данными, то это означает, что при снятии индикаторной кривой были допущены ошибки. Ошибочные результаты можно получить также при накоплении жидкости в стволе скважины в период испытания или если в случае применения метода установившихся отборов параметры притока на каждом режиме были сняты при неустановившихся потоках. В случае фильтрации в пласте только газовой фазы без примеси жидкой уравнение (3.1-2) выполняется строго. Оно также с достаточным приближением описывает условия.

когда газовые или нефтяные скважины эксплуатируются при высоких газовых факторах. При испытании таких скважин следует особое внимание уделять предотвращению образования жидкостных пробок в стволе скважины.

С целью очистки забоя скважины от воды при содержании в продукции влаги испытания скважин осуществляются при повышенных дебитах в течение нескольких часов (до 24 ч). В настоящее время разработано несколько методов расчета минимально допустимых дебитов по газу, при которых происходит конденсация жидкости на забое и не образуются жидкостные пробки. Здесь мы рассмотрим теорию и метод расчета Тэрнэра, Хаббарда и Даклера (1969 г.).

Жидкость не может накапливаться на забое скважины, если скорость газового потока Ur. min равна или больше скорости осаждения наибольшей по размерам капли жидкости (более точно, ее установившейся или конечной скорости). Так как скорость осаждения более мел-

J ¥ 5

Ё 1 89 10

Рис. 3.1-1. Индикаторная кривая газовой скважины ОК-17

ких капель меньше, при скоростях Vr. ты в соответствии с этой гипотезой вся дисперсная фаза будет подниматься газовым потоком до устья. Диаметр наибольшей по размеру капли (форма которой для простоты предполагается сферической) определяется ее кинетической энергией и поверхностным натяжением. Исходя из этой гипотезы, скорость осаждения наибольшей капли приравнивается минимальной скорости газа:

...>nc-!!i£=. (3.1-3)

"г

где С -постоянная, численное значение определяется теоретически. Для углеводородного конденсата а=ан приблизительно равна 0,02 Н/м, а рж=рн = 721 кг/м Для воды 1а=(1в=0,06 Н/м и рж = рв=1007 кг/м Подставив эти значения в уравнение (3.1-3) и увеличив значение С на 20%, для большей безопасности, получим для конденсата

1,71 (67 -4,5.10- р)Чь r.Hmin- (4,510-p)0.s

И ДЛЯ воды

1,23 (45 -4,5-10- р)-25

(3.1-4)

втпт (4,5-10-р)».б

Для газа при температуре Т, скорости потока Ог в сечении площадью А, по обобщенному газовому закону (сравни вывод уравнения 1.2-10) получим

?г.сх = . (3.1-6)

Заменив Vr на выражение для Ur. нтш, определенного по уравнению (3.1-4) для скважин, в продукции которых помимо газа содержится конденсат, или на выражение для Ur. emin, определенного по уравнению (3.1-5) для скважин, в продукции которых содержится вода, получим <7г. ст=<7г. СТ min - минимальный дебит, при котором не происходит образования жидкостной пробки в скважине. Приведенные зависимости верны при подъеме продукции как по насосно-компрессорным трубам, так и по затрубному пространству. При установившемся режиме в фильтре насосно-компрессорных труб, где наибольшее давление, скорость газового потока минимальны; поэтому значение г. cxmin определяется по параметрам потока для этого участка. В исключительных случаях, связанных с быстрым охлаждением продукции по мере ее подъема или с медленным падением давления, участок с минимальной скоростью газового потока может располагаться выше фильтра.

Пример 3.1-1. Нео€х-однмо определить минимальный дебит скважины, в продукции которой содержится вода (образования пробок не происходит). Минимальная скорость газового потока установилась в фильтре насосно-компрессорных груб. Скважина эксплуатируется по НКТ. Исходные данные: тр = 73 мм, рк.б=10 МПа, 7н.б=