Реферат на тему:


Воспользуйтесь поиском к примеру Реферат        Грубый поиск Точный поиск






Загрузка...
4 Анализ эксплуатации скважин

4 Анализ эксплуатации скважин

4.1 Технологические режимы эксплуатации скважин

Под технологическим режимом эксплуатации газовых (газоконденсатных) скважин понимают поддержания на забое (устье) заданных условиях изменения во времени давления (дебита), которые обеспечивают безаварийную эксплуатацию скважин и соблюдение правил охраны недр и окружающей среды. Иными словами, технологический режим характеризует те ограничения, которые накладываются на отбор газа из скважин.

Технологический режим эксплуатации скважин зависит от типа и режима разработки газового залежи, начального пластового давления, пластовой температуры, физико-химических свойств газа, физико-литологической характеристики продуктивных пластов, конструкции скважин, условий подготовки и подачи газа потребителю. Он устанавливается по результатам исследования скважин методом стационарных режимов фильтрации с учетом геолого-промышленной характеристики залежи и условий сбора, подготовки и транспорта газа. В процессе эксплуатации скважин технологический режим регулируется штуцерами, которые устанавливаются для каждой скважины на устье или на входе в УКПГ, и противодавлением газа в системе газ сбора.

В практике разработки месторождений природных газов известны такие технологические режимы эксплуатации скважин.

В начальный период разработки газовых и газоконденсатных месторождений, когда количество пробуренных скважин превышает нужное их количество или отбор газа из скважин ограничивается только пропускной способностью колонны лифтовых труб, применяют режим постоянного (заданного во времени) дебита < /ol>

q = q (t) = соnst. (4.1)

Данный режим эксплуатации скважин является временным, так как поддержание постоянного дебита сопровождается ростом депрессии на пласт. Когда она достигает критического значения для устойчивости пород в призабойной зоне, переходят на другой режим эксплуатации (постоянного градиента давления на стенке скважины или максимально допустимой депрессии на пласт). В слабозцементованих породах наиболее рациональным технологическим режимом с точки зрения получения максимальных отборов газа является режим постоянного градиента давления на стенке скважины

(4.2)

При фильтрации газа по закону Дарси условие (4.2) соответствует поддержанию постоянной максимально допустимой скорости фильтрации газа на стенке скважины.

3. В связи с отсутствием достоверной информации о степени и характере совершенства скважины, и сложностью поддержания в промышленных условиях постоянного градиента давления на стенке скважины, на практике в рыхлых коллекторах распространен режим максимально допустимой депрессии на пласт

(4.3)

где - средний пластовое давление в зоне дренирования и забойный в момент времени t.

Режим предельной допустимой депрессии на пласт применяют также при эксплуатации газовых скважин в пластах с подошвенной водой.

При разработке газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления выше давления начала конденсации углеводородной смеси рекомендуется с целью уменьшения пластовых потерь конденсата и получения высоких дебитов газоконденсатной смеси эксплуатировать добывающие скважины в режиме постоянного забойного давления

(4.4)

Величина забойного давления выбирается равной или большей от давления начала конденсации, а при пологих изотермы пластовых потерь конденсата возможно некоторое уменьшение забойного давления ниже давления начала конденсации.

На заключительной стадии разработки газовых месторождений для обеспечения необходимых условий работы установок низкотемпературной сепарации газа, дальнего транспорта газа по магистральному газопроводу при отсутствии дотискуючои компрессорной станции или задержки ее строительства и при безштуцерний эксплуатации скважин в случае подачи газа местным потребителям применяют режим заданного давления на устье скважины

(4.5)

При наличии в газе компонентов, вызывающих коррозию оборудования ствола и устья скважины (СО2, Н25, кислоты жирного ряда), отбор газа ограничивают максимально допустимой скоростью движения газа в верхнем поперечном сечении колонны лифтовых труб, при которой линейная скорость коррозии имеет допустимое значение

(4.6)

Согласно результатам лабораторных и промышленных исследований, при скорости газового потока менее 11 м /с линейная скорость коррозии, обусловлена присутствием в газе СО2 не превышает 0,1 мм /год, а в случае применения ингибиторов коррозии не происходит срыва защитной пленки ингибитора с внутренней поверхности труб.

7. Для продления периода стабильной работы газовых скважин в условиях обводнения и ретроградной конденсации углеводородной смеси за счет использования природной энергии пластового газа необходимо обеспечить полный и непрерывный вынос на поверхность всей жидкости, поступающей из пласта и выпадает из газа в стволе (вода и углеводородный конденсат), при минимальных потерях давления в колонне лифтовых труб.

Для этого рекомендуется эксплуатировать скважины при дебите, не ниже минимально необходимых для выноса жидкости из забоя:

(4.7)

Величина находится по соответствующим формулам в зависимости от конструкции лифта и геолого-промышленной характеристики скважины.

Условие (4.7) можно также применять при эксплуатации газовых скважин в рыхлых коллекторах для выноса из забоя на поверхность твердых частиц заданного диаметра и плотности.

8. При эксплуатации газовых скважин в районах многолетней мерзлоты, для пород с низкими пластовыми температурами возможно гидратообразования в призабойной зоне пласта вследствие эффекта дросселирования газа, а также в стволе скважины за счет теплообмена газа с окружающими породами при малых дебитов и эффекта Джоуля-Томсона при больших дебитом газа . С целью предупреждения гидратообразования рекомендуется ограничивать депрессию на пласт величиной безгидратном депрессии, при которой температура на забое скважины не уменьшается до равновесной температуры гидратообразования, а дебит газа выбирать в диапазоне безгидратном дебитов, при которых гидраты в стволе скважины не образуются.

9. При разработке газоконденсатных месторождений с нефтяными каемками технологические режимы эксплуатации добывающих газовых и нефтяных скважин необходимо выбирать такими, чтобы обеспечить динамическое равновесие газонефтяного контакта, например, проводить ступенчатую смену дебитов нефти или газа или обоих одновременно, поддерживая их постоянными в течение определенных интервалов времени, за которые граница раздела газ-нефть достигает заданных крайних верхнем и нижнем положениях.

10. В случае неоднородных коллекторов при разработке газовых и газоконденсатных месторождений в условиях газового режима с целью максимизации коэффициентов газо-и конденсатовиддачи необходимо минимизировать непроизводительные потери давления. Это достигается распределением заданного отбора углеводородной смеси между отдельными скважинами и регулированием их дебитов в процессе разработки месторождения.

К другим факторам, которые ограничивают дебиты скважин, относятся вибрация наземного оборудования при высоких дебитов, что может привести к разрушению арматуры от усталости, разную степень устойчивости к разрушению пластов в случае многослойных залежей и др..

Технологический режим работы скважины, установленный с учетом того или иного определяющего фактора или группы факторов, изменяется в процессе разработки месторождения. Изменение технологического режима обусловлено изменением того фактора, по которому был установлен данный режим, или возникновением и влиянием новых факторов на данном этапе разработки, из так называемых пассивных переходят в активные.

На выбор технологического режима можно активно влиять применением методов интенсификации работы скважин. К ним относятся крепления

Загрузка...

Страницы: 1 2 3 4