Основные причины снижения продуктивности скважин. Понятие скин-эффекта

(18)

(18)

(19)

(20)

(21)

(22)

(23)

(24)

3. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

3.1 КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН И ИХ ОСВОЕНИЕ

Конструкция и оборудование газовых и газоконденсатных сква­жин имеют много общего с фонтанными нефтяными скважинами. В большинстве случаев для скважин глубиной до 1000 м применя­ют одноколейную конструкцию, состоящую из кондуктора и экс­плуатационной колонны. С глубиной скважин, а следовательно, и с увеличением пластового давления применяют более сложные конструкции. Так, для глубин более 2500—3000 м применяют трех­колонные конструкции.

Конструкцию скважин для каждого газового или газоконденсатного месторождения выбирают, исходя из учета особенностей геологического строения месторождения, климатических условий, физико-химической характеристики газа, распределения темпера­тур от устья до забоя, условий эксплуатации и бурения.

Если в газе содержатся агрессивные компоненты, то предусмат­ривают дополнительные меры, обеспечивающие надежность работы скважин: спуск заколонногопакера на конце эксплуатационной колонны, оборудование забоя забойными клапанами и пакерами, заполнение затрубного пространства ингибиторами.

Например, в скважинах Оренбургского газового месторожде­ния, в продукции которых содержится большое количество серы и сернистых соединений, вслед за кондуктором опускается 219-мм промежуточная колонна, а затем 168- или 146-мм эксплуатацион­ная колонна. Такие же конструкции применяют на Уренгойском (в Тюменской области) и Вуктылском (в Коми АССР) газоконденсатных месторождениях. В таких скважинах в процессе их экс­плуатации устанавливают регулярное наблюдение за межколонным давлением. С этой целью колонная головка оборудуется специальным патрубком с вентилем и манометром. При возрастании межколонного давления принимают соответствующие меры по его ликвидации, вплоть до глушения скважины для ее ремонта.

Конструкция скважин, сооружаемых в зонах вечной мерзлоты, где возможно смятие колонн после бурения, должна предусмат­ривать возможную потерю устойчивости пород за счет растепления вечномерзлых приствольных пород при эксплуатации. В этом случае требуются специальные конструкции. Для обеспечения гер­метичности башмак кондуктора должен находиться ниже вечномерзлых пород.

В зонах вечной мерзлоты кондуктор можно специально изолировать или же в особо тяжелых условиях устанавли­вать второй кондуктор. Межколонное пространство над цементным стаканом заполняется незамерзающей жидкостью, например ди­зельным топливом. При длительной консервации скважины отвод ее также заполняют незамерзающей жидкостью, в том числе ди­зельным топливом или раствором хлористого кальция.

Специальная конструкция скважин предусматривается в слу­чае раздельной эксплуатации двух и более горизонтов одной сква­жиной.

Эксплуатационные колонны в газовых скважинах, рассчитыва­ют на внутреннее давление, соответствующее статическому дав­лению после вызова притока газа, в промежуточные колонны, на которых монтируется противовыбросовое оборудование,—на мак­симальное давление при выбросе газа.

Диаметры эксплуатационных колонн, как пришило, составляют 146 или 168 мм и реже для очень больших дебитов—219 или 273 мм.

Правила вскрытия газовых пластов те же, что и нефтяных.

Сообщение ствола скважины с пластом в большинстве случаев осуществляют через перфорационные отверстия.

Обвязку обсадных колонн между собой на устье скважины вы­полняют при помощи колонных головок, описанных в гл. VIII.

Нормальная эксплуатация газовой скважины должна осуществляться по фонтанным трубам, диаметр которых определяется исходя из условий обеспечения заданного рабочего дебита, выноса с забоя на поверхность твердых и жидких примесей при приемле­мых потерях давления в стволе скважины.Фонтанные трубы пре­дохраняют эксплуатационную колонну от абразивного и коррозионного разрушения, дают возможность при необходимости без особых затруднений закачивать в скважину под давлением гли­нистый раствор или воду, а также обеспечивают проведение не­обходимых исследовании и в стволе.

Газовые скважины осваивают теми же методами, что и неф­тяные скважины при установленной на устье фонтанной арматуре. Это замена жидкости, заполняющей скважину, более легкой, аэрация, продавка газом высокого давления.

Газовые скважины можно также осваивать методом «раскач­ки». При данном методе первоначально создается давление газа или воздуха в затрубном пространстве, вследствие чего часть жид­кости из скважины через фонтанные трубы будет выброшена на поверхность. Помеле прекращения истечения жидкости из фонтан­ных труб затрубное пространство резко соединяют с атмосферным. Затем напорную линию от компрессора или газопровода присо­единяют к фонтанным трубам, вновь создавая давление. В резуль­тате нескольких таких «раскачек» давление столба жидкости на забой скважины станет меньше пластового и скважина начнет фонтанировать.

Для освоения скважин также используют газ, который подво­дится по газопроводу от уже работающей скважины.

Перед освоением скважину тщательно промывают до нижней отметки забоя для удаления осадка глинистого раствора в ниж­ней части фильтра, так как в противном случае после ее освоения будет разрабатываться только верхняя часть вскрытого интерва­ла продуктивного пласта.

После возбуждения скважины и очистки забоя и призабойной зоны от промывочной жидкости и других примесей скважину про­дувают с выпуском газа в атмосферу. Время этого процесса колеблется от нескольких часов до нескольких суток и зависит от количества выносимых примесей и их характера. Для скважин, в которых возможен интенсивный вынос породы, продолжительность процесса при высоких депрессиях должна быть минималь­ной. Дебит газа при продувке зависит от характеристики пласта и состояния наземного оборудования.

Для очистки призабойной зоны более эффективна периодиче­ская продувка до получения чистого газа без примесей. В неко­торых случаях (при опасном разрушении призабойной зоны) про­дувку осуществляют через штуцера, увеличивая то следовательно их диаметр.

3.2 ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ И ОБВЯЗКА СКВАЖИН

Для оборудования газовых скважин применяют фонтанные ар­матуры, описанные в гл. IX.

Перед освоением и пуском в эксплуатацию фонтанной сква­жины в нее спускают насосно-компрессорные (подъемные) трубы, а на колонной головке устанавливают стальную фонтанную арматуру.

Фонтанная арматура, представляющая собой соединение на фланцах различных тройников, крестовин и запорных устройств (задвижек или кранов), состоит из трубной головки и если. Трубная головка предназначена для подвески подъемных труб и гер­метизации пространства между ними и эксплуатационной колон­ной, а также для подачи через ее боковое отверстие воды, нефти или газа в кольцевое пространство между трубами при возбуж­дении фонтана. Трубная головка своим нижним фланцем присое­диняется к верхнему фланцу колонной головки.

Фонтанную елку—верхнюю часть фонтанной арматуры уста­навливают на трубную головку. Елка предназначена для контро­ля и регулирования режима эксплуатации фонтанной скважины, для направления струи нефти по той или иной выкидной линии, а при необходимости и для глушения фонтана.

Вследствие того что фонтанные арматуры относятся к одному из ответственных видов промыслового оборудования по условиям эксплуатации, их испытывают на давление, вдвое большее пас­портного рабочего давления.

Фонтанные арматуры различаются между собой по конструк­тивным и прочностным признакам:

1) по рабочему или пробному давлению;

2) по размерам проходного сечения ствола;

3) по конструкции фонтанной елки и числу спускаемых в скважину рядов труб;

4) по виду запорных устройств.

В соответствии с ГОСТ 13846—74 фонтанная арматура рассчи­тана на давление 7, 14, 21, 35, 70, 105 МПа (табл. 4). Изготов­ляют эту арматуру крестового и тройникового типов (рис. 5).

ТАБЛИЦА 4

ХАРАКТЕРИСТИКА ФОНТАННОЙ АРМАТУРЫ

Стволовая часть елки	Условный проходной диаметр боковых отводов елки, мм	Рабочее давление, МПа
Условный проходной диаметр, мм	Номинальный диаметр, мм
		50, 65 50, 65 65, 80	- - - -	- - - -	-	-	- -	- - - -

Арматура тройникового типа с одним боковым выкидом рас­считана на давление 7, 14 и 21 МПа (70, 140 и 210 кгс/см²), а с двумя выкидами—на давление14, 21 и 35 МПа (см. рис. 5, а и б соответственно).

Арматура крестового типа с одним центральным запорным устройством (задвижкой, краном), установленным на стволе елки, рассчитана на давление 14, 21 и 35 МПа, а с двумя запорными устройствами, смонтированными на стволе елки, и с двумя за­движками или кранами, установленными на каждом боковом отводе крестовика трубной головки,—на давление 70 и 105 МПа (см. рис. 5, в и г соответственно). Во всех схемах фонтанной арматуры для Подвешивания двух рядов насосно-компрессорных труб допускается выполнение трубной головки с добавлением узла, состоящего из тройника и запорного устройства 4, устанав­ливаемого между деталями 7 и 9.

На рис. 6 показана фонтанная арматура крестового типа с крановыми запорными устройствами, предназначенная для одно­рядного подъемника. Подъемные трубы подвешивают к перевод­ной втулке 5, которая ввинчена в катушку 4.При эксплуатации скважины газожидкостная струя из подъемных труб проходит через открытый центральный стволовой кран и направляется в один из выкидов—правый или левый и далее, пройдя штуцер,— в выкидную линию (на схеме не показана), соединяющую арма­туру со сборной или сепарационной установкой. Краны 2 на пра­вом отводе крестовика трубной головки при фонтанировании скважины закрыты; они служат для подсоединения водяной или газовой линии к затрубному пространству при освоении скважи­ны или при ремонтных работах.

Для контроля за процессом эксплуатации скважины установ­лены два манометра с трехходовыми крапами или с вентилями: один - на отводе крестовика трубной головки для замера давле­ния в межтрубном пространстве скважины (затрубного давле­ния), другой - в верхней части арматуры для замера давления на устье скважины (устьевого давления).

Рис. 5. Типовые схе­мы фонтанной арма­туры:

1 — манометр; 2 — за­порное устройство к ма­нометру; 3 — фланец под манометр; 4 — запорное устройство; 5 — тройник; 6 — дроссель (штуцер); 7 — переводник трубной головки; 8 — штуцер; 9 — трубная го­ловка;

 

Рис. 6. Фонтанная арматура крестового типа с крановыми за­порными устройства­ми:

1 — манометр; 2 — кран; 3 — крестовик елки; 4 — переводная катушка; 5 — переводная втулка; 6 — крестовик

 

Для нормальных условий эксплуатации чаще всего применя­ют арматуру крестового типа. При значительных давлениях в скважине арматуру рекомендуется укреплять стяжными болтами, закрепленными в бетонный фундамент.

После монтажа перед освоением скважины фонтанную арма­туру опрессовывают на герметичность и прочность водой при за­крытых коренной задвижке (кране) и выкидных линиях. Давление опрессовки составляет 200—150% рабочего.

Рабочее положение задвижек (кранов) —полностью открытое или полностью закрытое. Это вызвано тем, что если в струе газа содержится песок, то он при не полностью открытых задвижках разъедает плашки.

При пуске скважины в эксплуатацию сначала открывают ко­ренную задвижку (кран), затем задвижки на рабочей выкидной линии, причем первой открывают задвижку, ближайшую к крестовине или тройнику на елке, затем другие задвижки на выкид­ной линии. В случае остановки скважины запорные устройства закрывают в обратном порядке.

Фонтанная елка, наряду с запорной арматурой, оборудуется штуцерами, манометрами, термометрами, а также регуляторами дебита и давления, обратным клапаном, клапаном-отсекателем, ав­томатически закрывающим скважину при аварийном состоянии выкидных линий, и т. п.

Газ перед подачей его в магистральные газопроводы подготав­ливают в технологических установках различной конструкции. Технологический режим установок определяется термодинамиче­ской характеристикой месторождения, составом газа, конденсата и воды в пластовых условиях и требованиями, предъявляемыми к транспортируемому газу.

Выбор метода подготовки газа к транспортированию зависит от фракционного состава газа и наличия в нем конденсата (С₅+высш.); содержания воды в газе; содержания в газе сероводоро­да, углекислого газа и органических кислот; давления и темпера­туры газа в пластовых условиях и на устье скважины. Наиболее простыми являются схемы подготовки газа на чисто газовых мес­торождениях, в газе которых не содержатся коррозирующие ком­поненты и конденсирующиеся тяжелые углеводороды.

Газ из скважины по рабочему манифольду поступает в сепара­торы или водосборники, затем по шлейфу в газосборный промыс­ловый коллектор. Диаметр манифольда определяется в зависимости от начального максимального рабочего дебита скважины и давления при этом дебите. Для шлейфа диаметр выбирают в за­висимости от дебита и давления скважины, а также от давления в газосборном коллекторе и от расстояния до него.

На газовых промыслах длина манифольда от устья скважины до сепараторного помещения берётся в пределах 50—60 м при ин­дивидуальной схеме обвязки; при групповой схеме эта длина мо­жет достигать 3—5 км. Шлейфы могут иметь разную длину, кото­рая зависит от расстояния от сепараторной или группового пункта до газосборного промыслового коллектора.

Для предохранения от механических повреждений, а также от температурных влияний трубы манифольда и шлейфа укладывают в земле на глубине 1,0—1,8 м в зависимости от глубины промер­зания грунта.

На рис. 7 показана схема обвязки газовой скважины высо­кого давления, применяемая на газовых месторождениях средней полосы. Регулируемые штуцера 1 устанавливают непосредственно на фонтанной арматуре скважины или на пункте сепарации (пе­ред первым или вторым сепаратором 5), затем монтируют предо­хранительные клапаны 3. Газ из скважины через устьевую арма­туру, штуцера, выкидные линии 4, поступает в сепараторы 5, затем проходит замерный участок 7 с диафрагмой 6, обратный кла­пан 8 и поступает в газосборный коллектор 9. Для предупреждения образования гидратов устанавливают емкости для ввода ин­гибиторов в газовый поток по трубам 2. Патрубок 10 служит для уравнивания давления в емкости при выходе из нее ингибитора.

Для подготовки газа газоконденсатных месторождений необхо­димо, кроме получения определенной точки росы по воде, извле­кать из газа конденсат, являющийся ценным химическим сырьем. При этом используются три основных способа подготовки газа на промыслах.

1.Низкотемпературная сепарация—получение низких температур при дросселировании газа высокого давления или на установ­ках искусственного холода.

2. Абсорбция—извлечение жидких углеводородов и воды жид­кими поглотителями.

3. Адсорбция—извлечение жидких углеводородов и воды твер­дыми поглотителями.

Рис. 7. Схема обвязки газовой скважины высокого давления

 

3.3 ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ ГИДРАТОВ

Как указывалось, природный газ газовых месторождений в пластовых условиях насыщен парами воды. При отборе газа из плаcта, сопровождающемся понижением его температуры и давле­ния, пары воды конденсируются и скапливаются в скважинах и газопроводах. При определенных условиях компоненты природно­го газа (метан, этан, пропан, бутаны), взаимодействуя с водой, способны образовывать твердые кристаллические вещества, на­зываемые гидратами. Каждая молекула перечисленных компонен­тов способна связать 6—7 молекул воды, например, CH₄*6H₂O; C₂H₆*7H₂O.

По внешнему виду гидраты напоминают снег или лед. Они от­носятся к неустойчивым соединениям и при некоторых условиях (нагревание, понижение давления) быстро разлагаются на газ и воду.

Образование гидратов происходит при повышенных давлениях, •низкой температуре и тесном контакте гидратообразующих компонентов газа с водой.

В условиях высокого давления гидраты не могут существовать при температуре выше критической:

Газ ………… CH₄ C₂H₆ C₃H₈ i-C₄H₁₀ n-C₄H₁₀

t_крит, ⁰C ……. 21,5 14,5 5,5 2,5 1,0

Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины, газопро­воды, сепараторы, нарушить работу 'измерительных и регулирую­щих приборов. Часто вследствие образования гидратов выходят из строя штуцера и регуляторы давления, дросселирование газа в которых сопровождается резким понижением температуры. Это нарушает нормальную работу газопромыслового оборудования, особенно при низких температурах окружающей среды.

Борьба с гидратами ведется в двух направлениях: а) преду­беждение образования гидратов; б) ликвидация образовавшихся гидратов.

Для предотвращения образования гидратов в скважинах при­меняют следующие методы:

а) устанавливают соответствующий технологический режим эксплуатации скважины;

б) непрерывно или периодически подают на забой скважины антигидратные ингибиторы;

в) применяют футерованные насосно-компрессорные (подъем­ные) трубы;

г) систематически удаляют с забоя скапливающуюся жидкость;

д) устраняют причины, вызывающие пульсацию газа в скважине.

Ствол скважины очищают от гидратных отложений: а) продув­кой в атмосферу с необходимой предварительной выдержкой скважины в закрытом состоянии с целью частичного разложения гид­ратов под влиянием тепла окружающих пород; б) закачкой боль­шого объема антигидратного ингибитора непосредственно на гидратную пробку с выдержкой для разложения гидратной пробки и с последующей продувкой в атмосферу.

Предупреждают образование гидратов в фонтанной арматуре и в обвязке скважин, а также на различных участках, в узлах и звеньях системы сбора и транспортирования газа (в зависимости от конкретных условий) следующими методами, применяемыми как самостоятельно, так и комплексно:

а) обогревом отдельных узлов и участков;

б) вводом в поток газа антигидратных ингибиторов (метано­ла, раствора хлористого кальция, диэтиленгликоля и др.);

в) устранением резких перепадов давления, которые вызывают снижение температуры газа, ведущее к конденсации парообраз­ной влаги и образованию гидрата;

г) систематическим удалением жидкости, скапливающейся в пониженных местах системы сбора и внутрипромыслового транс­портирования газа, при помощи конденсатосборников или дренажных патрубков;

д) регулярной продувкой газопроводов от окалины, грязи и т.п., в местах скопления которых образуются кристаллы гидратов.

Рассмотрим некоторые способы предотвращения образования гидратов и льда.

Ввод метанола в газовый поток. Метанол приме­няют как профилактическое средство для предупреждения образования гидратов. Этот способ получил наибольшее распространение на газовых промыслах. В газовый поток вводят метанол, т.е. метиловый спирит (СН₃ОН), являющийся понизителем точки замерзания. Метанол вместе с парами воды, насыщающей газ, образует спиртоводные растворы, температура замерзания которых зна­чительно ниже нуля. Так как ко­личество водяных паров, содер­жащихся в газе, при этом умень­шается, точка росы понижается и, следовательно, опасность вы­падения гидратов становится зна­чительно меньше. Однако следу­ет учитывать, что метанол растворяется в воде. Если в газо­проводе имеется вода, метанол растворяется в ней целиком и становится уже менее эффектив­ным.

 

Метанол вводится в газовый поток по схеме, представленной на рис. 170. Его периодически подают в бачок 1 высокого дав­ления из емкости 3 ручным насосом 2. Из бачка 1 метанол выпускается по трубке под собственным давлением малыми дозами (каплями) при помощи регулировочного вентиля 4. Для вырав­нивания давления в бачке к нему в верхней части подключена трубка 5.

Применение метанола для ликвидации и предупреждения обра­зования гидратов имеет ряд существенных недостатков: 1) мета­нол—сильный яд, вызывающий отравление не только при попа­дании внутрь организма, но и при вдыхании его паров; 2) в ра­бочий бачок этот агент закачивается ручным насосом, на что оператор расходует много времени; 3) применение метанола свя­зано с удорожанием себестоимости газа.

Рис. 170. Установка для ввода ме­танола в газопровод

Подогрев газа. Этот способ применяют для предотвра­щения образований гидратов, а также для их ликвидации.

Подогревать газ можно огневым способом и путем теплообмена с горячей водой, паром или дымовыми газами. Огневой подо­грев нерационален, так как приводит к порче изоляции трубопро­водов, арматуры и аппаратуры и опасен в пожарном отношений. Поэтому таким способом пользуются редко, а подогревают газ го­рячей водой или паром в теплообменниках различной конструк­ции.

Осушка газов. Для осушки газа применяют специальные реагенты-осушители, которые поглощают из газа часть влаги, вследствие чего уменьшается содержание влаги в нем и понижается его тючка росы. На газовых скважинах этот способ не при­меняют; его используют обычно для осушки значительных коли­честв газа на головных станциях магистральных газопроводов.

Резкое снижение давления. Этот способ применяют в условиях, когда в системе сбора и транспорта газа и обвязка скважин гидратная пробка уже образовалась, а также с целью предупреждения образования гидратов. Резкое снижение давления в системе приводив к разложению гидратов, которые затем выно­сятся из газопроводов и аппаратуры продувкой их через отводы в атмосферу. Этот способ—аварийный, так как связан с наруше­нием установленного режима эксплуатации скважины.

3.4 ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН

Исследование газовых скважин проводится с целью опреде­ления параметров пласта и установления технологического режи­ма работы скважин, обеспечивающего эксплуатацию при опти­мальных условиях без осложнений и аварий.

Первичные испытания проводят на разведочных и экс­плуатационных скважинах после выхода их из бурения для опре­деления максимально допустимого дебита, который можно полу­чить при данных геологотехических условиях, оценки парамет­ров пласта и назначения первоначального рабочего дебита. При испытании разведочных скважин необходимо отобрать пробы газа и воды для анализа и измерить с максимальной точностью пла­стовое давление и температуру.

Текущие испытания для установления технологического режима работы и текущей проверки параметров призабойной зоны пласта и скважины проводят один раз в год или чаще в зависимости от условий работы скважины.

Контрольные испытания проводят для того, чтобы проверить качество текущих испытаний, определить параметры пласта для составления проекта разработки и в процессе анали­за разработки месторождения.

Специальные испытания проводят для выявления отдельных факторов, влияющих как на продуктивную характери­стику, так и на условия эксплуатации скважин. К ним относятся испытания на газоконденсатность, на прорыв подошвенной воды, очищенностьпризабойной зоны и вынос примесей, испытания пе­ред остановкой скважины на ремонт и при выходе из ремонта, при консервации скважины и выходе из консервации, до и после ра­бот по интенсификации притока газа.

Наиболее распространены в практике исследования на при­ток методы установившихся отборов.

При исследовании газовых скважин:

1) определяют зависимость дебита газа от депрессий и забойных давлений и поведение пласта при различных депрессиях;

2) устанавливают зависимость дебита газа от размера шту­цера;

3) получают данные для составления рабочего уравнения при­тока газа к забою скважины и определяют различные параметры пласта (проницаемость, пьезопроводность и др.);

4) устанавливают оптимальный дебит, соответствующий наилучшим условиям разработки пласта и эксплуатации скважины

5) определяют условия выноса твердых частиц породы и влаги при различных перепадах давлений.

При исследовании газоконденсатных скважин определяют физико-химические параметры газа и конденсата, необходимые как для подсчета запасов газа и конденсата, составления проектов разработки газоконденсатных месторождений и обустройства промысла, так и для определения направлений переработки конденсата и его использования.

При исследовании определяют количество сырого конденсата, выделяющегося при сепарации газа (обычно выражается в см³ на м³ отсепарированного газа) при различных давлениях и температурах. Затем находят их компонентный состав и содержание пентанов и более тяжелых (С₅+высш.) в сыром конденсате и газе.Для подсчета запасов газа и конденсата определяют состав газа и сырого конденсата и их физические свойства.

Для выбора способа разработки газоконденсатного месторождения экспериментально и аналитический определяют пластовые потери конденсата и изменение выхода стабильного конденсата в процессе разработки залежи.

Для определения направлений дальнейшего использования конденсата находят состав сырого конденсата при различных условиях сепарации, фракционный состав стабильного конденсата, его товарную характеристику и групповой химический состав.

В процессе исследования газовых и газоконденсатных скважин применяют различные способы измерения давления и дебита газа.

Давление на устье скважин измеряют обычными пружинными манометрами. Пластовое и забойное давления измеряют глубинными манометрами, описанными выше, но зачастую эти давления приходится определять по устьевому давлению расчетным путем— см. формулы (80) и (83).

Наиболее точно дебит газа можно определить по методу сужения при помощи указывающих или регистрирующих приборов дифференциальных манометров (см. рис. 71); с помощью диафрагменного измерителя критического течения или пневмометрической трубки первого и второго типов.

Диафрагменный измеритель критического течения (ДИКТ). Этот прибор применяют три исследовании га­зовых скважин для измерения больших расходов газа, когда ско­рость его истечения равна скорости критического течения.

Дело в том, что увеличение расхода газа с ростом перепада давления до отверстия в диафрагме (или в штуцере) и после не­го (Δр=р₁-р₂) происходит только до тех пор, пока ξ=р₁/р₂ не до­стигнет определенного значения ξ_кр. При дальнейшем уменьшении этого отношения расход через отверстие стандартной диафрагмы не изменяется.

Для различных газов ξ_кр имеет следующие значения: воздух— 0,528; метан—0,55; этан—0,567. Для природных газов принима­ется ξ_кр=0,56.

Рис. 171. Диафрагменные измерители критического течения (ДИКТ):

а—измеритель диаметром 50 мм; б—измеритель диаметром 100 мм; в—шту­цер; 1—корпус; 2—диафрагма; 3—прижимная гайка; 4—отверстие для продувочного вентиля; 5 — карман для термометра; 6—отверстие под манометр

Для измерения расхода газа применяют две конструкции ДИКТ: диаметрами 50 и 100 мм (рис. 171). Измеритель диаметром 50 мм представляет собой цилиндр длиной 305 мм, на одном конце которого нарезана стандартная резьба под фланцы или муфты, а на другом—резьба под прижимную гайку. Для установ­ки диафрагмы предусмотрена выточка глубиной 33 мм, и диаметрам, равным наружному диаметру диафрагмы (часто диаметр принимают равным 66 мм). Между диафрагмой и торцовой по­верхностью ставится прокладка. Закрепляется диафрагма при­жимной гайкой с помощью специального ключа. Температуру га­за измеряют термометром, установленным в стакане.

Для разрядки давления при использовании диафрагм неболь­шого диаметра предназначены ниппель с вентилем, а для измере­ния расхода газа, содержащего механические примеси,—специальный штуцер.

Дебит газа определяют по формуле

(224)

где Q—дебит газа (тыс. м³/сут), приведенный к 20 °С и 760 мм рт. ст.; С—коэффициент расхода, зависящий от диаметра отверстия диафрагмы и диаметра прибора; р—давление газа пе­ред диафрагмой, кгс/см²: ρ—относительная плотность газа; z— коэффициент сверхсжимаемости.

ТАБЛИЦА 15

КОЭФФИЦИЕНТ СПРИ ЗАМЕРЕ ГАЗА ДИАФРАГМЕННЫМ ИЗМЕРИТЕЛЕМ КРИТИЧЕСКОГО ТЕЧЕНИЯ ГАЗА

Размер отверстия диафрагмы или штуцера, мм	Размер	Штуцер
50-ми измеритель	100-мм измеритель
1,5	0,39	—	—
2,5	1,14	—	—
3,0	1,69	—	1,62
4,0	3,15	—	3,06
5,0	4,86	—	4,84
6,0	7,015	6,42	7,13
8.0	12,05	12,15	13,2
10,0	19,13	18,8	20,5
12,0	27,6	27,05	30,0
15,0	41,8	42,2	48,3
18,0	60,3	60,3	70,1
20,0	74,8	74,2	85,3
22,0	91,0	89,5	—
25,0	118,0	115,0	—
30,0	186,6	165,0	—
35,0	243,2	223,0	—
40,0	—	293,7	—
45,0	—	372,1	—
50,0	—	462,8	—
55,0	—	566,2	—
60,0	—	681,6	—
65,0	—	810,4	—
70,0	—	955,0	—
75,0	—	1126,2	—

 

Коэффициент С принимают постоянным для данной диафраг­мы и независимым от давления и температуры (табл. 15).

Пневмометрическая трубка первого типа при­меняется для измерения расхода газа при выпуске его в атмосфе­ру через ее открытый конец. Трубка имеет U-образную форму с отверстием, направленным навстречу потоку (рис. 172, а).

Если давление в U-образном манометре не превышает 640 мм рт. ст., расход газа определяют по формуле

(225)

Если скоростной напор велик, вместо ртутного манометра при­меняют пружинный. Тогда расход газа определяют по формуле

(226)

 

Рис. 172. Пневмометрическая трубка:

1 – внутренняя трубка; 2 – наружная трубка; 3 – боковое отверстие в наружной трубке для сообщения с кольцевым пространством

В этих формулах Q – расход газа, м³/сут; D– диаметр трубопровода, мм; H_рт – высота столба ртути в манометре, мм; р – измеренное давление, кгс/см²; ρ – относительная плотность газа, К.

Пневмометрическая трубка второго типа (рис. 172, б) применяется для измерения расхода, когда его абсолютное давление близко к атмосферному. Способ определения расхода газа с помощью этой трубки основан на определении скоростного напора по разности полного и статического напоров H_рт. В этом приборе обычная трубка первого типа сочетается с трубкой, воспринимающей статическое давление в трубопроводе.

Конец напорной трубки устанавливают на расстоянии 1/3D от стенки трубопровода. Расход газа определяют по формуле

(227)

где р_рт – абсолютное давление газа в трубопроводе, мм рт. ст.; остальные обозначения прежние.

При ориентировочных определениях расхода газа рассмотренными выше способами температура его применяется равной 293 К.

Процесс исследования газовой скважины состоит из проведения измерений непосредственно на скважине и последующей обработки полученных результатов.

Измерение дебита и соответствующего этому дебиту забойного давления (перепада давлений) обычно производится при 5-7 различных режимах. Исследования начинают при небольших дебитов. Дебит постепенно повышают путем смены штуцеров на устье скважины. На каждом режиме скважина эксплуатируется до установившегося постоянного давления на устье. Результаты измерений давлений (устьевого и затрубного) и дебитов газа за­писывают и обрабатывают.

Рис. 173. Результаты стандартного исследова­ния газовой скважины

В процессе обработки данных исследования газовой скважи­ны определяют дебиты газа и жидкости при различных депресси­ях пластового р_пл и забойного р_заб давлений, строят индикаторные кривые зависимости р²_пл—р²_заб от Q и от Q, опре­деляют свободный дебит газа (дебит, соответствующий давлению на устье скважины, равному атмосферному), предельно допусти­мые дебиты и депрессии на пласт, проницаемость призабойной зоны и другие величины в зависимости от назначения исследова­ний.

Индикаторная кривая зависимости р²_пл—р²_заб от Q, получаемая при стандартных исследованиях, подчиняется двучленной формуле и представляет собой кривую параболического вида (кривая 1 на рис. 173).

Для аналитического выражения индикаторной кривой строят дополнительный график зависимости от Q. Этот график представляет прямую линию (линия 2 на рис. 173).

Численное значение коэффициента Л определяется непосред­ственно по графику как отрезок, отсекаемый на вертикальной оси индикаторной линией АС. Коэффициент В представляет собой тан­генс угла наклона индикаторной линии к горизонтальной оси (оси дебитов) —ВС/АВ.

Дальнейшая обработка данных исследования газовой скважи­ны в простейшем случае проводится по методике, изложенной в гл. IX для исследования нефтяных скважин.

3.5 УСТАНОВЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

Под технологическим режимом эксплуатации скважин понимается поддержание на забое (устье) скважин или наземных сооружениях за­данных условий изменения дебита, давлений, температур, осуществляе­мых путем их регулирования, и обеспечивающих соблюдение правил охраны недр, окружающей среды и безаварийную эксплуатацию сква­жин и наземного оборудования.

Некоторые технологические режимы эксплуатации могут быть вы­ражены математическими формулами, другие основаны на определен­ных принципах ограничения дебита или забойного давления. Технологи­ческий режим работы скважин зависит от геолого-эксплуатационных ха­рактеристик месторождения, свойств газа, конденсата и воды, от усло­вий подачи газа и конденсата потребителям, заданных кондиций газа и конденсата.

Обычно на каждую эксплуатационную скважину ежеквартально ус­танавливаются ряд параметров, т.е. технологический режим ее эксплуа­тации, который включает в себя: дебит скважины , дебит конденсата , пластовое давление , забойное давление , депрессию на пласт , устьевое давление , затрубное давление , устьевую температуру , дебит воды и т.д., всего свыше 20 параметров, включая конст­рукцию скважины и забоя. (При дебитах свыше I млн.м³/сут режим ут­верждается РАО "Газпром", при меньших дебитах - газодобывающим объединением).

В практике эксплуатации газовых скважин на различных месторож­дениях газ отбирают при следующих режимах:

1. Режим постоянного допустимого градиента давления на стенке скважины

Применяется в слабосцементированных рыхлых пластах.

2. Режим постоянной максимально-допустимой депрессии на забое

Применяется в пластах слабосцементированных, неустойчивых, рыхлых. Дебит скважин в процессе разработки постоянно снижается за счет снижения и рассчитывается по уравнению

3. Режим поддержания постоянного оптимального дебита

Режим назначается в скважинах, вскрывших крепкие, устойчивые, сцементированные коллекторы.

В этом случае должна постоянно повышаться депрессия на пласт, т.к. снижается . Забойное давление при этом режиме определяют по уравнению

При достижении начала разрушения коллектора необходимо сме­нить данный технологический режим на режим постоянной максималь­но-допустимой депрессии:

4. Режим постоянного забойного давления (давление начала конденсации), при этом снижаются во времени Q и .

Дебит определяется выражением

Назначается при разработке газоконденсатных месторождений с це­лью максимального извлечения конденсата.

5. Режимпостоянного устьевого давления

Назначается при необходимости подачи газа в транспортную систему заданного давления (для продления бескомпрессорного периода экс­плуатации месторождения).

Со временем Q и снижаются. Дебит рассчитывается по уравнению

6. Режим предельного безводного дебита

q* - безразмерный предельный безводный дебит, находится по спе­циальным графикам (рис 16).

При всех перечисленных режимах работы скважин представляется возможным определить во времени следующие параметры:

Для этого используются:

■уравнениематериальногобаланса;

■уравнениепритокагаза;

■барометрическаяформуладавления;

■данныеисследованияскважиннаприток;

■данныеобработкиКВД, КСД;

■данныегазоконденсатныхисследований.

 

 

 

Рис. 16. Зависимость предельного безводного дебита от степени

вскрытия пласта (r = 1/c - величина, обратная анизотропии)

 

 

Технологические режимы эксплуатации газовых скважин могут ме­няться на различных этапах разработки месторождения, т.к. изменяются факторы, ограничивающие дебиты газовых скважин.

Вопрос о смене режима эксплуатации решается исходя из газогидродинамических и технико-экономических соображений, поскольку из­менение режима приводит к изменению общего отбора газа из месторо­ждения.