|
|
Разработка газа. Технологические режимы работы газовых скважин. Выполнил студент группы ург 1902 Сатимбаев А. Проверил Неъматов Ж. А
Выполнил студент группы УРГ 19-02 Сатимбаев А. Проверил Неъматов Ж.А - Технологический режим эксплуатации газовых скважин Технологическим режим – это определенное условие движение газа в призабойной зоне и по стволу скважины, характеризующееся значениями дебита и забойным давлением (или его градиентом) и определяемые некоторыми естественными ограничениями. Технологическим режим – это такой режим при котором обеспечивается максимальный дебит скважин в условиях действия ограничивающих факторов при соблюдении техники безопасности и экологических норм и правил данного региона.
При установлении технологического режима эксплуатации скважин используются данные, накопленные в процессе поиска, разведки и эксплуатации месторождения путем изучения:
- геологического строения,
- проведения газогидродинамических, газоконденсатных, геофизических и лабораторных исследований,
- свойств пористой среды,
- свойств газа, конденсата и воды.
Данные для установления технологического режима
Факторы, влияющие на выбор ТР
Геологические
Технические
Технологические
– разрушение призабойной зоны,
– образование конусов и языков подошвенной и краевой воды,
– многопластовость месторождения.
– образование гидратов в призабойной зоне и стволе скважин,
– коррозия НКТ,
– обеспечение оптим. условий при подготовке или транспорте газа,
– необходимость очистки забоя от жидкости и твердых частиц.
– неудовлетворительное состояние забоя и подземного оборудования,
– недоброкачественность цементажа колонн,
– негерметичность обсадной колонны,
– вибрация устьевого оборудования,
– опасность разрыва колонны обсадных труб.
Экономические
Технологический режим эксплуатации газовых скважин - Фактический(устанавливается геологической службой промысла ежеквартально или один раз в полгода в соответствии с данными проекта разработки, опыта эксплуатации и результатами исследования скважин)
- Расчетный(устанавливается при составлении проектов разработки газовых месторождений на много лет вперед )
Технологический режим работы вертикальных и горизонтальных скважин
Критерии технологических режимов
Режим постоянного градиента давления
Режим постоянной депрессии на пласт
Режим постоянного дебита Q=const
Режим постоянного забойного давления Рз=const
Режим постоянного устьевого давления Ру=const
Режим постоянной скорости потока V=const
Температурный технологический режим
Режим постоянного градиента - Режим постоянного градиента на забое скважины Q 0 и рз 0 -максимальный дебит скважин и соответствующее ему давление, при которых коллектор на забое скважины не разрушается забойное Режим постоянного градиента применяется при эксплуатации залежи, сложенной из относительно неплотных пород, способных разрушаться при достаточно больших отборах газа из скважины. Отличительные особенности: 1. Не обоснованная величина градиента давления приводит к большим погрешностям и, следовательно, либо к искусственному занижению производительности скважин, либо к накоплению песчано-глинистых пробок против продуктивного интервала. 2. Отсутствие выхода песка на поверхность ещё не является подтверждением правильности выбора величины градиента
Режим постоянной депрессии на пласт ( р=рпл-рз=const) - Режим постоянной депрессии устанавливается при : • близости подошвенной и контурной воды; • деформации коллектора при значительных депрессиях; • возможности смятия колонны; • возможность образования гидратов в пласте и стволе скважины и др. Режим постоянной депрессии на пласт по ряду факторов (подошвенная или контурная вода, гидраты и др. ) является переменной величиной в процессе разработки.
Дебит из выражения
- Режим постоянного забойного давления (рз=const). используется тогда, когда дальнейшее снижение забойного давления нежелательно из-за выпадения конденсата при разработке газоконденсатных месторождений и является наихудшим вариантом с точки зрения темпа снижения производительности скважин. Режим постоянного забойного давления является временным (особенно при наличии газового режима залежи), и через определённый период эксплуатации требуется замена установленной величины на новое, более низкое значение или переход от указанного режима на какой-нибудь другой.
резкое уменьшение во времени расхода газа требует прогрессивного увеличения числа скважин для поддержания заданного отбора газа с месторождения.
- Режим постоянного дебита (Q = const) устанавливается при отсутствии опасности прорыва подошвенных и контурных вод, разрушения пласта (хотя бы до определённого предела, с которого начинается разрушение), превышения допустимой величины скорости потока (уменьшение коррозии). Дебит выбирают с таким расчётом, чтобы не наблюдалось опасной вибрации оборудования на устье скважины. Режим выбирают если есть ограничения на поставки газа. р
При достижении максимально допустимого значения депрессии необходимо для скважины устанавливать другой технологический режим, например, фи= const или р = const, при котором не произойдет осложнений.
Режим постоянной скорости фильтрации на забое - Применяют в том случае, если имеется опасность разрушения несцементированного коллектора, а также в случае значительного выноса с забоя и призабойной зоны глинистого раствора и твердых частиц, если прискважинное оборудование не в состоянии эффективно очистить струю газа. Cоответствует оптимальным условиям работы первой ступени сепарации.
Режим постоянной скорости газа на устье Применяется если в составе пластового газа имеются компоненты, вызываю-щие коррозию колонны НКТ и оборудования устья скважины (СО 2, кислоты жирного ряда), т. е. фактором, ограничивающим дебит скважины, служит допустимая линейная скорость коррозии. Условием отбора газа является максимальная скорость газа в верхнем поперечном сечении колонны НКТ ( 11 м/с), при которой линейная скорость коррозии имеет допустимое значение. Изменение дебита (давления) осуществляется при помощи различных технических средств: 1) нерегулируемыми штуцерами постоянного или переменного диаметра; 2) регулируемыми штуцерами; 3) регуляторами давления; 4) расширительными машинами. Режим постоянной скорости потока на устье приводит к резкому снижению дебита скважины. В условиях образования песчаной пробки, столба жидкости или гидратообразования технологический режим, обусловленный определённой скоростью на устье, может оказаться практически непригодным - Пласт неустойчивый или слабоустойчивый, происходит разрушение призабойной зоны пласта
dP/dR=const
ΔP=Pпл(t)-Pз(t)
- Обводненные скважины; на забое песчано-жидкостная пробка
Vу 11 м/с
- Газоконденсатные недонасыщенные месторождения
Pз=const
- При запаздывании ввода ДКС, при низких давлениях
Pу=const
- При возникновении условия гидратообразования
Температурный ТРРС
Vз Vкр
Наличие коррозионно-активных компонентов в составе газа
Влияние температуры на производительность скважин (безгидратный режим) - Технологический режим, должен быть изменен, если: 1) производится ингибирование продукции скважины в стволе; 2) система осушки газа обеспечивает необходимую температуру сепарации независимо от температуры поступающего из скважины газа; 3) в результате сравнительно длительной эксплуатации скважины произошло перераспределение температуры газа в среде, окружающей ствол скважины; 4) производится спуск забойных нагревателей или тепло-изоляционных лифтовых труб, позволяющих изменить технологический режим эксплуатации скважины, обусловленный определенной величиной распределения температуры в призабойной зоне пласта, стволе и на устье скважины.
Дебит, т.м3/сут
Температура, оС
Ту
Тр
Тр
Безгидратного режима не существует
Безгидратная область эксплуатации скважины
Q=250-430 т.м3/сут
14
14,5
15
15,5
16
16,5
17
17,5
18
0
100
200
300
400
500
600
Определение безгидратного режима работы скважины
Ту>Тр
Ту<Тр
Случаи необходимости изменения режима
а) после РИР установлены цементные мосты, которые позволяют увеличить предельный безводный дебит скважины или создана искусственная перегородка, позволяющая также существенно повысить депрессию на пласт;
б) производительность скважины вследствие плохих коллекторских свойств пласта весьма низкая и допускается превышение допустимой величины депрессии с одновременным притоком газа и воды и последующим удалением воды из скважины;
в) по некоторым скважинам требуется повышение или понижение давления на устье скважины на фоне всех эксплуатируемых скважин и системы сбора газа;
г) в скважине производятся работы по подъему и спуску насосно-компрессорных труб либо смена полностью или частично арматуры и эти работы приводят к изменению параметров пласта и скважины |
|
|
Скачать 179.83 Kb.