Основы добычи нефти и газа

· изучение коррозионных свойств газа;

· контроль за перетоками газа в горизонты, залегающие выше из-за некачественного цементажа;

· апробирование новых методов исследований скважин и др.

При создании и разработке новых методов исследований требуется, во-первых, получить соотношения, связывающие замеряемые непосредственно параметры с искомыми, т.е. разработать теорию метода, во-вторых, определить способ проведения измерений на скважинах и, в-третьих, разработать метод правильной интерпретации результатов промысловых исследований.

Обычно математическое соотношение, на котором основана теория метода, является уравнением некоторого физического процесса. В зависимости от того, какой физический процесс используют, методы исследований подразделены на газодинамические (наблюдения за движением газа), акустико-гидродинамические (наблюдения за распространением звуковых волн, возникающих при движении газа и жидкости в пористой среде) и геофизические (наблюдения за электрическим удельным сопротивлением, электрохимической активностью, тепловым сопротивлением, начальной восприимчивостью естественной радиоактивности и др.).

В настоящее время наиболее распространены газодинамические методы исследований скважин.

4.6.1 Газодинамические методы исследования скважин при стационарных режимах фильтрации

Исследования проводят на нескольких установившихся режимах с различными дебитами, с тем, чтобы захватить весь диапазон, включая несколько режимов при законе Дарси и несколько по трёхчленному закону.

В процессе исследования скважин методом установившихся отборов на каждом режиме измеряются дебит газа, температура и давления на головке и в затрубном пространстве. Для обычных испытаний параметры замеряют не менее чем на шести-восьми режимах, из них три-четыре при законе Дарси и три-четыре при трёхчленном законе фильтрации. Исследования проводят, переходя от меньших дебитов к большим. Кроме того, две-три контрольные точки снимают в обратном порядке -- от больших дебитов к меньшим.

Давление и дебит измеряют непрерывно, начиная с момента пуска скважины до их стабилизации на данном режиме работы. Значения их, используемые для обработки результатов исследований с целью построения индикаторной кривой, определяют при условии практически полной стабилизации давления.

Для точного определения дебита газа и измерения количества и состава жидкости и твёрдых частиц, выносимых в процессе исследования скважины на различных режимах, перед прибором устанавливают породоуловитель или сепараторы, конструкции которых выбирают с учётом условий работы скважины.

В процессе исследования газоконденсатных скважин для установления количества выпадающего конденсата при различных давлениях и температурах рекомендуется применять специальную передвижную сепарационную установку, позволяющую точно определить количество жидкости, выделяющейся при различных режимах работы.Во избежание излишних потерь газа необходимо стремиться к тому, чтобы при исследовании скважин на различных режимах подавать газ в газопровод. Выпускать его в атмосферу можно лишь в случаях, если исследуемая скважина не подключена к газопроводу или давление в газосборных сетях не позволяет получить нужный диапазон дебитов и депрессий. Исследовать скважины при подаче газа в газопровод затруднительно, если давление в газосборных сетях составляет 50 % или более от давления на устье и одновременно имеют место колебания давления в газосборной сети в течение периода исследований на данном режиме работы скважины. Это относится только к скважинам, период стабилизации давления в которых весьма значителен.

Для контроля за качеством получаемых данных в процессе исследования проводят первичную их обработку непосредственно на скважине. При значительном разбросе точек или аномальном виде индикаторной кривой или невозможности установить энергосберегающий дебит исследования повторяют.

В итоге в ходе исследований непосредственно определяется следующее:

· зависимость дебита от давления на устье;

· индикаторная кривая -- зависимость ;

· энергосберегающий (критический) дебит;

· предельно допустимые дебиты газа и причины их ограничений;

· уравнения притока газа к забою скважины (линейное по закону Дарси и нелинейное по трёхчленному закону);

· коэффициенты фильтрационных сопротивлений;

· абсолютно свободный и свободный дебиты скважины;

· начальное дополнительное сопротивление на забое и в призабойной зоне пласта;

· изменение давления и температуры в стволе скважины в зависимости от дебита, а также реальные коэффициенты гидравлического сопротивления НКТ.

Методика проведения и обработки результатов исследования скважин.

Длительное время для плоскорадиальной и сферической фильтрации газа для совершенных и несовершенных скважин считались справедливыми известные формулы, основанные на двучленном законе, по которым и проводили обработку результатов исследований скважин при стационарных режимах фильтрации и осуществляли расчёты основных показателей при проектировании разработки газовых месторождений. При этом решения сводились к формуле вида

, (4.35)

где для гидродинамически совершенных скважин

; (4.36)

; (4.37)

р₃ и р_к -- соответственно давления на забое скважины радиуса R_c и контуре питания радиуса R_к; h -- толщина пласта; l - коэффициент макрошероховатости пористой среды; с_ат - плотность газа при атмосферном давлении p_ат.

Одновременно, уже с самого начала применения на практике двучленной формулы было известно, что результаты исследований 50 -- 60% скважин не подчиняются формуле (4.35). Для их обработки Ю.П. Коротаевым ещё в 1956 г. была предложена следующая формула:

, (4.38)

где с -- коэффициент, учитывающий начальное дополнительное сопротивление, вызванное, в том числе и наличием жидкости на забое газовой скважины, уходящей в пласт при её остановке, и другими факторами.

Формула (4.38) уже более 35 лет широко применяется на практике для исправления аномального вида индикаторных кривых. При этом при её использовании экспериментально не проверяются причины возникновения с, а поступают формально, считая справедливой формулу (4.38) для любых встречаемых на практике аномальных индикаторных кривых. Так как применение формул (4.35) и (4.38) удовлетворяло формально все встречаемые на практике случаи, то последующие 30 лет, практически до 1985 г., серьезных исследований по уточнению условий фильтрации газа не проводилось.

На основании проведённого доказательства с помощью акустико-гидродинамических исследований (АГДМ) справедливости последовательного существования при линейного закона фильтрации Дарси и при v > v_кр фильтрации, сопровождаемой акустическими колебаниями и нарушением линейного закона, рассмотрим формулы, встречаемые в промысловой практике, и методику проведения и обработки результатов исследований скважин.

Для плоскорадиальной фильтрации зависимость между градиентом давления dp/dr и скоростью фильтрации v, когда

. (4.39)

После интегрирования для всего интервала от R_с до R_к справедлива известная формула, характеризующая фильтрацию газа согласно закону Дарси,

, (4.40)

где a соответствует (4.36) (рис.31, кривая 1).

При v > v_кр трёхчленный закон имеет вид

, (4.41)

где м - динамическая вязкость газа;

.

При этом в реальных условиях в призабойной зоне фильтрация осуществляется согласно трёхчленному закону, а в остальном пласте -- согласно закону Дарси.

Иными словами, в интервале пласта от R_c до R₀, в котором v > v_кр, справедливо уравнение (4.41), а от R₀ до R_к - закон Дарси. R₀ - радиус укрупнённой скважины, где скорость фильтрации соответствует её критическому значению v_кр. Производя математические преобразования и интегрируя в соответствующих пределах для интервала от R_c до R₀ получаем

, (4.42)

Рис.31. Зависимость Д p² от Q по результатам исследования скв. 1861 Уренгойского месторождения: 1 - при Q < Q_кр; 2 - Q > Q_кр

;

.

Соответственно для интервала от R₀ до R_к имеем

, (4.43) где

.

Складывая уравнения (4.42) и (4.43) получаем

, (4.44)

где a = a₀ + a_к и соответствует (4.36).

В уравнении (4.44) величины b₁ и b₀ в отличии от b в двучленной формуле (4.35) растут с увеличением дебита газа Q за счёт роста R₀.

Этим и наличием дополнительного члена, равного b₁Q_крQ, оно отличается от применяемой сегодня на практике двучленной формулы притока газа к забою скважины (4.35).

Критическое значение Re для плоскорадиальной фильтрации дебитов Q_кр и Q (когда Q > Q_кр)

, (4.45)

откуда

. (4.46)

Заменяя в коэффициентах b₁ и b₀ величину R₀, согласно (3.46) получаем

. (4.47)

Тогда вместо (4.44) будем иметь

, (4.48)

где a соответствует (4.36).

Уравнение (4.48) характеризует плоскорадиальную фильтрацию в интервале изменения дебитов Q > Q_кр (рис.31,кривая 2).

4.6.2 Исследование газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации

Авторами [3] были созданы методы исследования газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации. К этим методам относятся такие как, обработка кривых восстановления давления в скважинах после их остановки; обработка кривых стабилизации после пуска скважин и данных их эксплуатации. Эти исследования широко применяются на практике, и стали по существу хрестоматийными, вошли в многочисленные инструкции и руководства.

Теоретические и практические исследования выполнены как для квазиоднородных пластов, так и пластов со слоистой и площадной неоднородностью и нашли применение при построении компьютерных моделей при проектировании разработки месторождений.

Комплекс исследований, предложенный авторами, при стационарных и нестационарных режимах фильтрации позволяет осуществлять более глубокое зондирование, характеризовать не только призабойную зону, но и удалённые от неё участки пласта, включая неоднородность пласта.

С помощью газогидродинамических методов исследования газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации можно определить проводимость, пьезопроводность, проницаемость пласта, пористость, неоднородность пласта и т.д.

Совместное использование результатов, полученных из кривых нарастания и кривых стабилизации забойного давления и дебита при пуске скважин, позволило оценивать изменение параметров пласта в процессе эксплуатации скважин (очищение или засорение призабойной зоны и т. д.) при переходе от одного режима к другому при стационарных исследованиях.

Рассмотрим исследование скважин при нестационарных режимах фильтрации, вначале исходя из энергосберегающих дебитов, что позволяет не выходить за пределы верхней границы закона Дарси, а затем и при Q > Q_кр.

Обработка кривых нарастания забойного давления

Полученную кривую нарастания забойного давления обрабатывают по формуле

; (4.49)

,

;

где при Q ? Q_кр

;

при Q₀ > Q_кр

;

p_з и р_з0 -- соответственно текущее и начальное забойное давления (до остановки скважины), МПа; t -- время восстановления давления, с; Q₀ - дебит скважины до остановки, м³/с; р_ат -- абсолютное атмосферное давление, МПа; ч -- коэффициент пьезопроводности, м²/с; m -- пористость, доли единицы.

Приведённый радиус скважины

,

где с -- коэффициент, характеризующий несовершенство скважин и скин-эффект.

Обрабатывая в координатах от lqt кривую нарастания, определяют тангенс угла наклона прямолинейного участка, который равен в, и отрезок, отсекаемый на оси ординат и

равный б (рис.32). По полученным значениям б и в находят следующие параметры пласта: параметр проводимости

; (4.50)

коэффициент пьезопроводности

. (4.51)

Рис.32. Кривая нарастания забой- Рис.33. КВД, построенная по форного давления, обработанная в муле для конечного пласта координатах от lq t

Если время эксплуатации скважины до остановки значительное, то рекомендуется применять формулу

, (4.52) где

; (4.53)

, (4.54)

здесь R_к - радиус контура питания, приближённо равный половине среднего расстояния до соседних скважин.

Для определения б₁ и в₁, кривую нарастания обрабатывают в координатах от t. Коэффициент б₁, соответствует отрезку, отсекаемому по оси ординат, а в -- тангенсу угла наклона к горизонтальной оси времени t (рис.33).

По коэффициенту б₁ можно определить в и далее по формуле (4.50) параметр kh/м. По формуле (4.54), зная коэффициент в_1, находим параметр .

Зная R_к и коэффициенты в и в ₁ параметр ёмкости пласта

. (4.55)

По результатам исследований скважин при нестационарных режимах фильтрации авторами предложено определять произведение пористости на толщину пласта mh, который является весьма важным параметром при проектировании разработки для учёта неоднородности и подсчёте запасов газа как объёмным методом, так и по падению давления.

По существу, для трещиновато-пористых коллекторов этот метод является практически единственным. Этот метод широко применяется на практике. При известной эффективной толщине h аналогично определяют и распределение эффективной газонасыщенной пористости.

Обработка кривых стабилизации давления

При пуске скважины забойное давление и дебит уменьшаются во времени, постепенно стабилизируясь до стационарных значений. Если изменение дебита находится в пределах Q₀ ? Q_кр, для определения параметров пласта кривую стабилизации обрабатывают по формуле

, где

Значение общего добытого количества газа Q_д определяют по графику Q(t), а за Q₀ принимается Q(t) при экстраполяции этой зависимости от t = 0.

По найденным графическим путём коэффициентам и устанавливают те же параметры, что и по кривым нарастания давления. Однако здесь уже можно учитывать изменение параметров призабойной зоны в процессе работы скважины. По соотношению между прямолинейным участком кривой нарастания и кривой стабилизации предложено оценивать изменение параметров призабойной зоны скважины.

Кроме того, сравнивая кривые стабилизации, полученные при разных режимах, по ним можно узнать о приобщении к эксплуатации новых продуктивных пропластков. При Q(t) > Q_кр

.

Для этого строят кривую стабилизации в координатах X -- lgQ_Д /Q(t). По отрезку, отсекаемому на оси ординат, определяем б и, как тангенс угла наклона прямой к оси

lgQ_Д /Q(t), находим .

Для определения параметров пласта, если скважина работает при высоких дебитах, когда Q > Q_кр, кривую стабилизации давления обрабатывают по формуле

.

Комплексное использование предложенных авторами [2] методов исследований при стационарных и нестационарных режимах фильтрации в комплексе с шумо-, термо-, дебитометрией и данных эксплуатации скважин позволило наиболее обоснованно строить компьютерные модели разработки неоднородных пластов, приближающихся по своим параметрам к реальным условиям.

4.6.3 Акустико-гидродинамический метод (АГДМ) исследования скважин и пористых сред

Сущность АГДМ состоит в одновременном измерении при фильтрации гидродинамических и акустических характеристик. При АГДМ исследований наряду с измерением средних значений давлений и расходов определяли общую интенсивность возникающего аэродинамического шума I и распределение его по частотам f на выходе из пористой среды. При фильтрации жидкости акустические характеристики измерялись вдоль всей боковой образующей образца.

Были поставлены и проведены специальные прецизионные экспериментальные исследования многочисленных естественных и искусственных пористых сред с применением АГДМ, характеризующихся различными параметрами k и I. Для их проведения использовалась специальная экспериментальная установка, которая была модифицирована в целях получения ламинарного потока на входе газа в исследуемый керн.

Исследования с применением АГДМ проводились под руководством Ю.П. Коротаева в широком диапазоне изменения скоростей (расходов), по ряду кернов снималось до 20 -- 40 точек. Обработка экспериментальных исследований осуществлялась как в координатах Др²/Q и Q, так и в безразмерных параметрах ш от Re и шRe от Re. Специфической особенностью при проведении исследований была задача получения результатов как при малых скоростях фильтрации (а при их обработке иногда требовалось растягивание масштаба по оси скоростей), так и при относительно высоких скоростях, когда имеет место отклонение от закона Дарси.

На практике для определения проницаемости, как известно, исследования проводятся только при малых скоростях или даже всего при одной скорости фильтрации, как это следует согласно инструкции по исследованию кернов. Большинство экспериментаторов при гидродинамических исследованиях пористых сред обращали главное внимание на необходимость получения результатов в широком диапазоне высоких скоростей, а не моделирования условий, встречаемых в промысловой практике. При таком подходе начальный участок удельной индикаторной отсутствует либо может быть легко пропущен.

На получение достоверных значений влияли и выбранные масштабы обработки результатов. В последующем с учётом высказанных соображений были обработаны результаты практически всех известных в литературе экспериментальных исследований пористых сред, выполненных ранее другими авторами. Например, были дополнительно обработаны результаты исследований кернов, выполненных Г.Ф. Требиным, которые подтвердили полученные результаты. Результаты исследований АГДМ показали, что при малых скоростях фильтрации кроме фона практически отсутствовал аэродинамический шум.

С увеличением скорости фильтрации вначале отмечались отдельные акустические импульсы, возникающие, по-видимому, при турбулентном движении флюида в отдельных поровых каналах без нарушения закона Дарси, при дальнейшем увеличении скорости ширина спектра по частотам расширялась и далее оставалась практически неизменной. С ростом скорости фильтрации аэродинамический шум возникает, по-видимому, в реальных пористых средах не одновременно во всех поровых каналах. Вначале - избирательно в отдельных поровых каналах, число которых растёт с ростом скорости фильтрации. Соответственно с этим изменяется получаемая спектральная характеристика шумов, начиная с отдельных акустических импульсов в узком диапазоне, но это ещё не отражается на режиме фильтрации.

Начиная с некоторой критической скорости, возникает спектральная характеристика аэродинамического шума, характерная по своей конфигурации только для данной пористой среды. При дальнейшем росте скоростей фильтрации её конфигурация остаётся практически неизменной при одновременном росте общей интенсивности шума. С этого момента наблюдается отклонение от закона Дарси. Естественно, турбулентного течения в пористой среде в его обычном представлении, как это наблюдается, например, в трубах, т.е. движения, характеризующегося перемешиванием всего потока в целом при фильтрации, не может возникнуть. Но возникновение аэродинамического шума, с другой стороны, может быть объяснено возникновением в каждом поровом канале турбулентных вихревых течений, характеризующихся наличием пульсационных скоростей во времени.

С помощью АГДМ установлено, что для каждой пористой среды соответствует своё характерное распределение акустических сигналов по частотам. Это позволяет утверждать, что с помощью АГДМ получен новый динамический фильтрационно-акустический параметр, характерный для каждой пористой среды. В нём, по-видимому, находят отражение в интегральной форме пористость, проницаемость, фильтрационные параметры, связанные с отклонением от закона Дарси, микронеоднородность и др.

При отклонении от закона Дарси дальнейшее увеличение градиента давления сопровождается возникновением и ростом интенсивности ультразвуковых колебаний и самой пористой среды. Это способствует созданию условий для её последующего разрушения. Таким образом, с влиянием акустического шума связаны разрушение пласта и вынос песка при эксплуатации скважин. Отсюда следует вывод, что для обеспечения надёжной эксплуатации скважин без разрушения пласта их следует эксплуатировать при технологических режимах, не превышающих критический (энергосберегающий) дебит, т.е. максимальный дебит при отсутствии акустических колебаний пористой среды. Энергия акустических колебаний пропорциональна энергии, расходуемой на нарушение закона Дарси.

Таким образом, найден новый мощный инструмент для изучения внутренней структуры фильтрационных процессов на микроуровне, который даёт возможность по-новому подходить к фильтрации газа и жидкости.

4.7 Установление оптимального технологического режима эксплуатации газовых скважин

Различаются два вида технологического режима: фактический и расчётный. Фактический технологический режим работы скважины устанавливается геологической службой промысла ежеквартально или один раз в полгода в соответствии с данными проекта разработки, опыта эксплуатации и результатами исследования скважин.

Расчётный технологический режим устанавливается при составлении проектов разработки газовых месторождений на много лет вперед.

Тенденции в обосновании технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин.

В настоящее время существуют три тенденции в обосновании технологического режима эксплуатации газовых скважин:

Независимо от геологических особенностей месторождений режим работы скважины долженсоответствовать10-25% абсолютно свободного дебита скважины, т.е. дебиту, соответствующему забойному давлению 0,1 МПа.

Независимо от геологических особенностей месторождения скважина должна эксплуатироваться при дебитах, обеспечивающих линейный закон фильтрации газа в призабойной зоне, с целью экономии энергии газа в процессе разработки ("энергосберегающий" дебит).

Режим эксплуатации каждой скважины должен обосновываться с учётом возможности деформации, разрушения призабойной зоны, образования песчано-жидкостной пробки на забое, конуса подошвенной воды (нефти при наличии оторочки), гидратов, коррозии оборудования, выпадения и частичного выноса конденсата из призабойной зоны, многослойности и неоднородности по устойчивости, ёмкостным и фильтрационным параметрам залежи, конструкции скважинного оборудования, обводнения, отложения солей, обвязки скважин и др.

Первый и второй подходы обоснования режима работы газовых скважин приняты в США. Большинство месторождений Западной Сибири характеризуются неустойчивостью пластов к разрушению практически при любых депрессиях на пласт и относятся к неоднородному массивно-пластовому типу месторождений с подошвенной водой, расположенных в зоне с многолетнемёрзлыми слоями. Поэтому без детального учёта каждого из этих и других факторов использование "принципа" обоснования режима, принятого в США, для данных месторождений по- видимому нецелесообразно и наиболее приемлимым вариантом является третий принцип.

Среди различных факторов, влияющих на режим работы газовых скважин, наиболее трудными считаются научное обоснование и точный прогноз безводного дебита газовых скважин, вскрывших неоднородные терригенные и трещинно-пористые пласты с подошвенной водой, а также дебита скважин, вскрывших неустойчивые и слабоустойчивые пласты, с обоснованным количеством песка в продукции скважины.

Основные принципы установления оптимального технологического режима эксплуатации скважин. Под технологическим режимом эксплуатации понимается режим, при котором поддерживается определённое соотношение между дебитом скважины и забойным давлением или его градиентом. С математической точки зрения технологический режим эксплуатации скважин определяют граничные условия на забое, знать которые необходимо для интегрирования дифференциального уравнения фильтрации газа к скважине.

Принципы выбора оптимального режима. При установлении технологического режима эксплуатации используют исходные данные, накопленные в процессе поиска залежи, разведки и опытной эксплуатации месторождения. Эти данные являются результатами геологических, геофизических, газогидродинамических исследований и лабораторного изучения образцов коллекторов и насыщающих их жидкостей и газов. Количество и качество этих исследований не всегда соответствуют нормам и положениям, соблюдение которых по правилам разработки является обязательным. Указанные несоответствия в большинстве случаев закономерны и связаны со спецификой газовых месторождений. В частности, как правило, газовые залежи неоднородны по площади и по разрезу, их ёмкостные и фильтрационные параметры и запасы определяются неточно, в начальный период разработки отсутствует достаточное число скважин для получения достоверной информации.

На технологический режим эксплуатации влияет множество факторов, причём влияние различных факторов может быть как однонаправленным, так и разнонаправленным. Поэтому при недостаточно глубоком изучении этих вопросов установленный режим может оказаться неправильным. Нередко влияние одного фактора противоречит другому, что не позволяет учесть всю совокупность факторов. Поэтому для установления технологического режима эксплуатации газовых скважин с учётом "всех" факторов должны быть обоснованы и рекомендованы соответствующие принципы и математические критерии. Такие принципы и критерии могут быть реализованы путём обобщения по группам различных факторов. Причём, используя накопленный опыт установления технологического режима эксплуатации газовых скважин, заблаговременно можно исключить часть факторов, связанных с условиями вскрытия, свойствами промывочной жидкости, совершенством скважины, образованием пробок, техникой и технологией сбора, осушки и очистки газа и др. Тогда к основным факторам, влияющим на технологический режим эксплуатации газовых скважин, можно отнести следующие:

деформацию и устойчивость к разрушению продуктивного разреза;

наличие активной подошвенной или контурной воды, способной по сверхпроницаемым пропласткам сравнительно быстро обводнить скважины, вскрывшие газоносную толщину, включая сверхпроницаемый пропласток;

условия вскрытия пласта, степень и характер вскрытия с учётом близости контактов газ--нефть или газ-вода;

возможность образования жидкостных или песчано-жидкостных пробок в процессе эксплуатации;

наличие коррозионно-активных компонентов в составе добываемого газа и пластовой воды, концентрацию этих компонентов, давление, температуру и скорость потока по стволу скважины;

многопластовость, различие составов газов, давлений и температур отдельных пропластков, наличие или отсутствие гидродинамической связи между ними и последовательность их залегания, одинаковость уровня газоводяных контактов, неоднородность разреза по прочностным и фильтрационным признакам.

По мере истощения залежи, продвижения подошвенной и контурной воды, снижения дебита газа во времени, уменьшения пластового и забойного давлений наступает время, когда установленный режим не обеспечивается, и тогда необходимо изменить выбранный технологический режим эксплуатации. Вновь устанавливаемый технологический режим эксплуатации также обосновывается, как и в начале разработки месторождения.

Независимо от разработки при установлении оптимальных технологических режимов эксплуатации необходимо придерживаться следующих принципов:

полностью учитывать геолого-промысловую характеристику залежи; полностью учитывать технологическую и техническую характеристики скважинного и наземного оборудования;

рационально использовать естественную энергию газоносного, нефтеносного (при наличии нефтяной оторочки) пластов и водонапорной системы;

полностью удовлетворять требования закона об охране окружающей среды и рациональном использовании природных ресурсов;

максимально гарантировать надёжность работы в установленные сроки всего комплекса систем пласт-начало газопровода;

обеспечивать наибольшую производительность газовых скважин в предусмотренный планом период разработки залежи;

максимально учитывать возможность снятия ограничений, снижающих дебиты скважин и предусматривать меры по интенсификации добычи газа;

своевременно изменять ранее установленные, но непригодные на данном этапе разработки технологические режимы эксплуатации скважин на новые режимы;

обеспечивать предусмотренную планом добычу газа при минимальных капитальных вложениях и эксплуатационных затратах.

При полном и безусловном соблюдении перечисленных выше принципов установления технологического режима эксплуатации будет достигнута рациональная разработка газовых месторождений.

Изменение технологического режима эксплуатации скважин в процессе разработки.

Технологический режим эксплуатации газовых скважин с учётом определяющего фактора или сочетания факторов терпит изменения в процессе разработки месторождений. Изменения технологического режима обусловлены либо изменением самого определяющего фактора, по которому устанавливался данный режим, либо возникновением новых факторов, которые на данном этапе разработки из так называемых пассивных факторов переходят в активные. Необходимость изменения установленного технологического режима обусловлена изменением характеристик пласта и скважин в процессе разработки, проведением определенных мероприятий, позволяющих увеличить производительность скважин, или ремонтно-профилактических работ, нередко приводящих к снижению производительности.

В процессе эксплуатации месторождения необходимость изменения технологического режима возникает при следующих обстоятельствах:

I Определяющий фактор при установлении технологического режима - подошвенная вода. В этом случае допустимая предельная депрессия на пласт для заданной величины вскрытия пласта - величина переменная. С изменением плотностей воды и газа, а также пластового давления величина допустимой депрессии линейно уменьшается с уменьшением пластового давления. Следовательно, при наличии подошвенной воды величина допустимой депрессии должна быть периодически снижена в соответствии со снижением пластового давления. Иначе установленная в начале разработки величина допустимой депрессии на пласт приводит к неизбежному подтягиванию конуса воды в скважину. Если технологический режим определяется на длительное время только по подошвенной воде, то при этом необходимо учесть подъём поверхности контакта газ-вода. Это, в свою очередь, приведёт к более интенсивному снижению производительности скважины. Существует несколько часто встречающихся случаев необходимости изменения технологического режима, установленного по подошвенной воде:

а)в скважине в результате ремонтно-изоляционных работ установлены цементные мосты, которые позволяют увеличить величину допустимой депрессии на пласт, следовательно, увеличить предельный безводный дебит скважины или создана искусственная перегородка, позволяющая также существенно повысить производительность скважины или 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, технологические режимы которых установлены исходя из наличия подошвенной воды, 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, следовательно, и к изменению технологического режима работы.

Все изменения технологического режима эксплуатации независимо от того, вызваны ли они изменением пластового давления, подъёмом поверхности газ-вода, изменением плотности воды и газа, установкой цементных мостов или созданием искусственного непроницаемого экрана, величиной устьевого давления, подъёмом насосно-компрессорных труб или другими причинами, должны быть предусмотрены проектом разработки месторождения, обоснованы расчётным путём с учётом расстояния от нижнего интервала перфорации до контакта газ-вода, параметров пласта, возможного темпа подъёма поверхности газ-вода и падения пластового давления, необходимой величины высоты цементного моста и непроницаемого экрана и других параметров, используемых при расчёте величины предельного безводного дебита с привлечением фактического материала и контролируемых в процессе эксплуатации. Только при этих условиях проектные данные будут весьма близки к фактическим.

II Определяющий фактор при установлении технологического режима - близость контурных вод. В этом случае критерием выбора режима могут служить несколько параметров, среди которых на первое место выходит суммарный отбор газа из месторождения до прорыва воды в скважину. Принципиально продвижение контурных вод к скважине связано с двумя показателями: общим истощением месторождения независимо от расположения скважин, в частности рассматриваемой скважины, в результате которого происходит внедрение в газовую залежь контурной воды; созданием значительной депрессионной воронки, влияющей на темп внедрения воды в зону дренажа рассматриваемой скважины так, что он значительно опережает темп внедрения от общего истощения газоносного пласта. При сравнительно высоких темпах отбора газа из месторождения, что особенно характерно для месторождений с малыми запасами, как правило, темп внедрения контурных вод несколько отстаёт от темпа отбора газа. Следовательно, для сравнительно однородного пласта (или нескольких пластов) в скважинах, расположенных в зонах, не представляющих опасности прорыва контурных вод, обеспечение максимального дебита (если другие факторы не ограничивают его величину) при установлении технологического режима целесообразно. В то же время в скважинах, расположенных близко к контурной воде, ограничение депрессии с целью предотвращения преждевременного прорыва воды является необходимым условием. Величина депрессии в приконтурных скважинах в каждом конкретном месторождении и в каждой конкретной скважине выбирается расчётным путём исходя из расстояния от устья скважины до контакта газ-вода, коллекторских свойств пласта, их изменения от скважины до контура, пластового давления и других геолого-промысловых параметров. При наличии нескольких неоднородных пластов эти расчёты производятся по наиболее опасному с точки зрения быстрого прорыва контурной воды пласту.

Возможные изменения технологического режима эксплуатации скважин, когда определяющим фактором является возможность прорыва контурной воды, связаны с её продвижением в процессе истощения, необходимостью ремонтно-профилактических работ на скважине, изменением устьевого давления, образованием гидратов при незначительных дебитах и др

III Основной фактор при установлении технологического режима -устойчивость породы к разрушению. При этом критерии технологического режима эксплуатации скважин устанавливаются в виде постоянного градиента и его изменение в течение всего периода разработки не допускается. Иными словами, если скважина вскрывает коллектор с низкой устойчивостью пород к разрушению, то в процессе разработки требуется поддерживать его постоянным до тех пор, пока не будут проведены определённые мероприятия по предотвращению разрушения пласта. Величина допустимого градиента для газоносных пластов с низкой устойчивостью к разрушению устанавливается на скважинах рассматриваемого месторождения в период опытно-промышленной эксплуатации. При проверке правильности выбранной величины градиента не допускается использование данных, базирующихся на результатах кратковременного испытания скважин. Изменение технологического режима эксплуатации скважин, установленного исходя из разрушения пласта при превышении допустимой величины градиента, может происходить при укреплении призабойной зоны специальными смолами, внедрении одновременно-раздельной эксплуатации в случае многопластовости, применении механических или гравийных фильтров, проведении ремонтно-профилактических работ скважинного или устьевого оборудования и др.

IV Основными факторами при установлении технологического режима являются вскрытие пласта и гидродинамическое несовершенство по степени и характеру вскрытия. Если степень и характер вскрытия не обусловлены жёстко при вскрыши пласта любыми промывочными растворами, то технологический режим устанавливается по мере дострела на перфорированной части фильтра и уплотнением перфорации до её оптимальной величины.

С целью повышения производительности скважин в ряде случаев допускается открытый необсаженный забой или спуск механических фильтров. Изменение технологического режима, связанное со вскрытием, необходимо также при системе эксплуатации сверху вниз или, наоборот, на многопластовых залежах.

V Основной фактор при установлении технологического режима- наличие в составе газа коррозионно-активных компонентов. Необходимость изменения технологического режима возникает, начиная с момента, когда дальнейшее увеличение диаметра насосно-компрессорных труб невозможно. При этом скорость потока газа не должна превышать приближенно определенную величину в любом сечении ствола скважины. Если и процессе эксплуатации скважины даже в начальный период разработки производится закачка антикоррозионного ингибитора, то изменение технологического режима эксплуатации также становится необходимостью. Технологический режим эксплуатации скважины при опредеяяющем факторе, связанном с коррозионно-активными компонентами в газе, также подлежит изменению (кроме случаев правильного выбора диаметра насосно-компрессорных труб до их максимально возможной величины и закачки ингибитора против коррозии), если необходимо поддержать определённое устьевое давление и увеличение количества влаги в газе приводит к более интенсивной коррозии оборудования.

VI Изменение технологического режима эксплуатации скважин обусловлено изменением коэффициентов фильтрационных сопротивлений, т.е. параметров пласта в призабойной зоне в результате очищения или загрязнения её в процессе разработки. Эти изменения определяются периодическими исследованиями, проводимыми на скважинах. Если в зависимости от свойств пласта и флюида периодичность и характер изменения их параметров в призабойной зоне носят закономерный характер, то при проектировании разработки должен быть рекомендован такой технологический режим, который в среднем обеспечивал бы для заданного числа скважин плановый отбор газа из месторождения. На практике часто изменение установленного технологического режима происходит в скважинах, выносящих значительное количество жидких компонентов и твёрдых примесей при заданной конструкции скважины.

VIIИзменение технологического режима эксплуатации скважины связано с многопластовостью. Эти изменения обусловлены степенью истощения отдельных пластов в процессе разработки, применением системы одновременно-раздельной эксплуатации скважин, изменением схемы сбора, очистки и осушки газа на промысле, необходимостью проведения изоляционных работ на одном из пластов и др.

VIIIУстановление технологического режима исходя из влияния температуры на производительность скважин. В этом случае выбранный технологический режим, обеспечивающий безгидратный режим эксплуатации скважины, должен быть изменён, если:

производится ингибирование продукции скважины в стволе, т.е дополнительные потери давления в пласте и стволе скважины в результате подачи ингибитора исключают возможность образования гидратов;

система осушки газа обеспечивает необходимую температуру сепарации независимо от температуры поступающего из скважины газа;

в результате сравнительно длительной эксплуатации скважины (особенно в районах Крайнего Севера) произошло перераспределение температуры газа в среде, окружающей ствол скважины;

производится спуск забойных нагревателей или теплоизоляционных лифтовых труб, позволяющих изменить технологический режим эксплуатации скважины, обусловленный определённой величиной распределения температуры в призабойной зоне пласта, стволе и на устье скважины.

IX Изменение технологического режима работы скважины обусловлено накоплением на забое и выносом с забоя столба жидкости или песчаной пробки. В том случае, когда дальнейшие изменения в конструкции насосно-компрессорных труб исключены и поступающая из пласта конденсационная, пластовая вода или тяжёлые компоненты углеводородов, переходящие в жидкое состояние в призабойной зоне и стволе скважин, полностью не выносятся, процесс накопления жидкостного столба требует изменения технологического режима путём закачки в ствол скважины ПАВ или соответствующих изменений производительности скважин. Аналогичное изменение должно быть произведено при накоплении песчано-жидкостной пробки на забое скважины, приводящей к изоляции части работающего интервала. Если образовалась жидкостная или песчаная пробка, то в процессе их удаления изменением глубины спуска и диаметра насосно-компрессорных труб или применением механических средств по удалению образовавшейся пробки установление нового технологического режима является необходимостью.

X Изменение технологического режима эксплуатации обусловлено необходимостью поддержания определенной величины устьевого давления или его изменением. Определяющая величина давления на устье скважин, на входе промыслового пункта осушки и очистки газа или промыслового газосборного коллектора устанавливается исходя из величины дебита скважины, параметров (длина, диаметр и др.) шлейфов, давления сепарации, давления на входе в компрессорную станцию и давления в начале газопровода. По известной заданной величине давления в одном из перечисленных узлов производятся расчёты для определения технологического режима эксплуатации скважин с учётом различных потерь давления от названного узла до пласта.

Таким образом, технологический режим эксплуатации по некоторым определяющим факторам принципиально является переменной величиной, но несоблюдение установленного технологического режима и его изменения в процессе разработки со стороны работников промыслов приводят к преждевременному выходу скважин из строя и бурению дополнительных скважин.

Наиболее часто при проектировании разработки газовых месторождений используются режимы постоянного градиента, постоянной депрессии или дебита, а также постоянного забойного давления. Причём, как правило, установленный в начальной стадии технологический режим, например постоянной депрессии или дебита, в период падающей добычи заменяется режимом постоянного устьевого давления по части скважин, устьевые давления которых отличаются от давления основного эксплуатационного фонда. В дальнейшем, с момента ввода компрессорной станции, эти скважины нередко переводятся снова на режим падающего устьевого давления. Увеличение за последние годы числа газовых месторождений, переходящих на последний этап разработки, но ещё способных обеспечить выдачу значительного количества газа, происходит из-за отсутствия правильно установленного технологического режима эксплуатации скважин и конкретных рекомендаций по данному вопросу в проектах и анализах разработки месторождений. Существенное снижение пластового давления, производительности скважин, увеличение количества влаги в газе, низкая скорость потока газа в стволе скважины и другие факторы требуют предварительной оценки и выдачи конкретных рекомендаций по режиму эксплуатации скважин в поздней стадии разработки месторождений с учётом возможного применения плунжерных лифтов, применения ПАВ и так далее для более надёжной оценки добывной возможности каждой скважины или группы скважин и месторождения в целом.

Время перехода от одного технологического режима к другому в основном зависит от фактора или сочетания факторов, по которым устанавливался данный технологический режим, от стадии разработки залежи и условий сбора и транспорта газа. Причём, первая часть этого вопроса, т.е. выбор технологического режима в зависимости от того или иного фактора, являющегося определяющим для данного месторождения, решается проектирующими организациями на базе имеющихся геолого-промысловых данных. Время, требующее изменения режима в зависимости от стадии разработки, диктуется темпом освоения рассматриваемого месторождения, потребностью в газе, по меньшей мере, в данном районе, т.е. годовыми отборами, продолжительностью нарастающей, постоянной и падающей добычи. Кроме того, время изменения технологического режима связано с условиями сбора, т.е. с переводом от одной системы осушки к другой, и с начальными параметрами газопровода, сохранение которых ставится весьма жестко.

В целом при возможности проведения прогнозных расчётов (в технологических схемах и проектах разработки) величин изменения пластового, забойного, устьевого давлений и давления системы сбора, осушки и транспортировки газа, содержания и изменения во времени количества жидкости в газе, технологии эксплуатации скважин с известной конструкцией и др. проектировщик обязан рекомендовать соответствующие сроки перехода от одного технологического режима работы на другой и определить критерии для выбора на каждой конкретной скважине правильного технологического режима работы. Без выполнения указанного требования правомерность и надежность проектных показателей на месторождениях могут приводить к существенным отклонениям проектных данных от фактической возможности промысла. Указанное выше положение касается временного, или так называемого стадийного (в зависимости от периода разработки залежи), необходимого изменения технологического режима эксплуатации. Если технологический режим установлен по какому-то из перечисленных факторов, то при проведении ряда мероприятий в скважине или неожиданных изменениях по различным причинам необходимо текущее, в отдельных скважинах очень частое, изменение технологического режима эксплуатации. Эта необходимость устанавливается при периодических исследованиях скважин или проведении разных мероприятий в скважинах и корректируется в материалах по анализу разработки.

Из изложенного выше следует, что в процессе разработки происходят изменения технологического режима эксплуатации скважин. Эти изменения могут быть связаны как с самим фактором, по которому устанавливался данный режим, так и со стадией разработки и различными работами в скважине.

Происходящие изменения могут быть учтены и прогнозированы в зависимости от различных факторов и должны быть включены в проект разработки месторождения.

4.8 Основы проектирования разработки газовых месторождений

Основная задача проектирования месторождения состоит в выборе такой системы, при которой обеспечивается минимум приведённых затрат на добычу запланированных объёмов газа при заданной степени надёжности и соблюдения норм и требований охраны недр и максимального квалифицированного использования пластовых ресурсов.

Под системой разработки газовой залежи следует понимать комплекс мероприятий по осуществлению процесса движения газа от пласта до потребителя и управления им с помощью определённым образом размещаемых на месторождении и вводимых в работу скважин и наземных сооружений.

Проектирование разработки газовых месторождений является комплексной задачей, решаемой на базе промысловой геологии, гидродинамики, термодинамики, экономики и компьютерных технологий с учётом наиболее полного использования газа потребителями. Основным исходным элементом при проектировании разработки месторождений является планируемый объём добычи газа, составляемый с учётом промышленных запасов газа месторождения по категориям, топливно-энергетического баланса и перспектив его развития. При этом учитываются также прогнозные запасы как в данной провинции, так и по трассе газопровода. Для многопластовых месторождений уточняется распределение запасов газа, давлений и коллекторских свойств пластов, состава газа по горизонтам с целью выбора варианта совместной или раздельной эксплуатации отдельных горизонтов и возможности перетока его в процессе разработки из пластов с высоким давлением в пласты с низким давлением. При проектировании разработки анализируются физико-химические свойства газа и пластовых вод по горизонтам. При анализе проб газа особое внимание следует обращать на содержание в нём сероводорода и тяжёлых углеводородов, чтобы предусмотреть строительство установки по очистке от сероводорода и выбрать наиболее рентабельный метод выделения из газа тяжёлых углеводородов.

При разработке газовых и газоконденсатных месторождений принято выделять следующие периоды: нарастающей, постоянной и падающей добычи газа (рис.34).

Рис.34. График основных показателей разработки газовых месторождений: Q_сум - суммарный отбор газа из залежи; p_мг - давление в магистральном газопроводе; n - число скважин; p^*(t) - безразмерное средневзвешенное давление в залежи; p - средневзвешенное давление в залежи; p_вх - давление на входе в компрессорную станцию; N_ДКС - мощность дожимной компрессорной станции; Q_г - годовой отбор газа

Период нарастающей добычи газа характеризуется разбуриванием и обустройством месторождения: ведут строительные и опытные работы, наращивается темп добычи газа, уточняются запасы газа, определяются режим разработки залежи, продуктивность скважин, взаимодействие частей залежи.

В период постоянной добычи, добуривают скважины и строят дожимные компрессорные станции (ДКС); в это время отбирают основное количество газа (до 60 % запасов).

Период падающей добычи характеризуется неизменным, в случае газового режима, числом эксплуатационных скважин и его сокращением вследствие обводнения при водонапорном режиме залежи. В некоторых случаях число эксплуатационных скважин в период падающей добычи может возрастать за счёт их добуривания для выполнения запланированных объёмов добычи газа или для разработки обнаруженных "целиков" обойдённого пластовой водой газа. Этот период начинается с того момента, когда поддерживать постоянную добычу газа вводом новых скважин и повышением мощности ДКС становится не выгодным.