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

в уравнении (6)

По. результатам исследования скважины определяются максимальный дебит и соответственно такое минимальное значение забойного давления, при котором не происходит разрушения коллектора. Вычисляются значения параметров ф и ijj. Найденные величины д, Рс, ф и i) подставляются в (6) и определяется значение допустимого градиента давления С на стенке скважины.

Уравнение (6) представляет собой математическую запись технологического режима поддержания на стенке совершенной скважины максимально допустимого градиента давления С (для случая эксплуатации скважины, вскрывшей рыхлый коллектор). Это уравнение означает, что при эксплуатации скважины в условиях рыхлых коллекторов изменение дебита скважины и забойного давления должно быть таким, чтобы соблюдалось тождественно условие (6).

Для несовершенной скважины вместо уравнения (6) имеем

С=--- (7)

Согласно уравнению (2),

kFc FI

Здесь Fc - плош;адь поверхности перфорационных каналов, через которые газ притекает в скважину.

Таким образом, в случае рыхлых коллекторов разрушение скелета пористой среды можно предотвратить установлением и поддержанием в процессе эксплуатации скважин соответствующего технологического режима. Оптимальным является технологический режим поддержания на стенке скважины максимально допустимого градиента давления. Основные затруднения с применением данного режима определяются приближенностью вычисления коэффициентов ф, фнс и i5„c в уравнениях (6) и (7) из-за приближенного определения фактических степени и характера совершенства скважин. Поэтому в условиях рыхлых коллекторов применяется и режил! допустимой депрессии на пласт.

Необходимо иметь в виду, что установление допустимого технологического режима эксплуатации скважин - не единственный способ борьбы с разрушением скелета пористой среды и выносом продуктов разрушения на поверхность. В последнее время находят применение методы укрепления скелета пористой среды призабойной зоны различными смолами. Другой путь предотвращения выноса песка - оборудование забоя скважин различными фильтрами. Применение фильтров можно рекомендовать, видимо для пластов небольшой мощности. В пластах большой мощности увеличивается опасность преждевременного обводнения скважин вследствие неоднородности по коллекторским свойствам отдельных пропластков и неравномерного дренирования их. Исследование скважин для установления характера дренирования и проведение работ по избирательной интенсификации затрудняются в скважинах, оборудованных фильтрами (Шебелинское месторождение).

При разработке месторождений природных газов происходит падение пластового давления. В газоконденсатных месторождениях падение давления приводит к выпадению в пласте конденсата. В настоящее время считается, что большая часть выпавшего в пласте конденсата практически не может быть извлечена. В определенной мере это связано с окончанием разработки месторождения при некотором конечном допустимом пластовом давлении. При значительном содержании конденсата в газе потери конденсата можно сократить поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа или воды. При поддержании пластового давления для эксплуатационных скважин путем расчетов определяются и задаются значения забойных давлений из условия сокращения потерь конденсата в пласте (М. Т. Абасов, К. Н. Джалилов). При разработке газоконденсатных месторождений с активным водонапорным режимом также возможно поддержание требуемого забойного давления в скважинах для уменьшения потерь конденсата. Однако в большинстве подобных случаев отбор из месторождения будет с течением времени уменьшаться. При значительном содержании конденсата в газе раннее падение добычи из месторождения иногда может быть оправданным.

Следовательно, нри разработке газоконденсатных месторождений допустимым технологическим режимом эксплуатации скважин можно считать режим заданного во времени забойного давления

Pc = Pc(t). (8)

Эта зависимость изменения во времени забойного давления определяется технико-экономическими расчетами. Частным случаем такого режима является режим допустимого постоянного во времени забойного давления = const.

В ряде слзгчаев технологические условия потребления газа, например местным потребителем, приводят к необходимости поддержания заданного во времени дебита скважин или заданного давления на устье скважин. Следовательно, условия потребления газа могут диктовать следующие технологические режимы эксплуатации скважин: режим заданного давления на устье скважины

Py = Py{t). (9)

или режим заданного во времени дебита скважины

9-9(0. (10)

Технологический режим заданного давления на устье скважины поддерживают исходя из требования дальнего транспорта газа по магистральному газопроводу при отсутствии дожимной компрессорной станции или задержке ее строительства. Такой технологический режим эксплуатации скважин в течение определенного времени поддерживался на Северо-Ставропольском, Газлинском, Коробковском и на других месторождениях.

Технологический режим заданного во времени дебита скважин встречается при разработке небольших по запасам месторождений,

когда пробуренное число скважин превышает потребное их число. Тогда плановый отбор газа из месторождения в течение определенного времени обеспечивается имеющимся числом эксплуатационных скважин.

Трудности разбуривания месторождений с большим этажом газоносности (Вуктыл) при пониженных пластовых давлениях или трудности освоения месторождений в суровых климатических условиях (Тюменская область) приводят к необходимости максимального сокращения сроков разбуривания месторождения - до окончания периода постоянной добычи газа. Тогда при проектировании разработки исходят из условия эксплуатации скважин при постоянных дебитах (в этом случае месторождение должно быть разбурено к началу периода постоянной добычи газа).

В последнее время для месторождений с низкой пластовой температурой допустимый дебит скважин определяется из соображений безгидратной их эксплуатации (Ю. П. Коротаев, Б. Л. Кривошеий).

Газовые и газоконденсатные скважины при наличии жидкости на забое рекомендуется эксплуатировать при таких дебитах, которые не меньше минимально необходимых для удаления жидкости с забоев (Р. Тэрнер, М. Хаббард, А. И. Ширковский и др.).

А. А. Абрамяном показано, что при определенных скоростях (И м/с) движения по колонне насосно-компрессорных труб газа, содержащего углекислоту, наблюдается эрозионно-коррозионное разрушение муфтовых соединений труб. Поэто1иу, например, на месторождении Шатлык эксплуатация скважин предусматривается при скоростях движения газа по насосно-компрессорным трубам, не превышающих предельно допустимые.

В ряде исследований в качестве условия, ограничивающего дебит скважины, рассматривается возможность вибрации наземного оборудования, что может приводить к усталостному разрушению арматуры (Е. В. Левыкин, Н. В. Черский).

Месторождения природных газов очень часто подпираются контурными или подошвенными водами. При разработке месторождений по мере падения пластового давления происходит продвижение границы раздела газ-вода, т. е. внедрение воды в газовую залежь. Неоднородность пласта по коллекторским свойствам, разнодебит-ность скважин приводят к неравномерному движению границы раздела газ-вода как по площади залежи, так и по мощности пласта. Это может привести к преждевременному обводнению скважин, оставлению целиков газа, невыработанности пропластков и т. д. Для повышения газоотдачи следует применять методы регулирования движения границы раздела газ-вода.

Регулировать движение границы раздела газ-вода можно, в частности, соответствующим распределением заданного отбора газа из залежи по отдельным скважинам. В этом случае допустимые дебиты получаются в результате решения задачи регулирования движения границы раздела газ-вода. В настоящее время решения (и даже приемлемой формулировки) такой задачи еще не найдено.