ЭТАПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗР-КИ М-НИЙ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Развитие науки и практики разр-ки газовых м-ний можно разделить на следующие этапы.

Первый этап, хар-ризующийся применением кустарных м-дов разр-ки, охватывает длительный период, к-рый начался 1300 лет назад в Китае, когда на м-нии Дзылюдзин в провинции Сычуань были пробурены первые скв-ны, где газ использовался для выпарки соли из минерализованной воды.

Интересен факт, что в 1957 г. на этом м-нии продолжалась выпарка соли с помощью газа практически при атмосф. давлении на скв-нах с деревянными вышками высотой до 40 м, применялись деревянные желонки, обитые железом, длиной до 20м. Для транспорта газа использовались бамбуковые трубы, а для отделения жидкости от газа сплетенные из бамбука сепараторы, покрытые свиной кожей и промасленные для создания герметичности.

В КНР в 50-е годы имелись десятки тысяч мелких скв-н, пробуренных на четвертичные отложения. Бурение скв-н осуществлялось, как правило, ударным способом. Каждая скв-на бурилась в течение нескольких часов и располагалась в непосредственной близости от потребителя. Тампонировали скв-ны глиной и после выполнения своего назначения эксплуатационную колонну извлекали.

В США промышленность природного газа начала развиваться с 1821 г. Газ использовался для обогрева и освещения он подавался по деревянным трубам. Применение стальных газопроводов в США привело к интенсивному раз­витию газовой промышленности.

В России кустарные м-ды разр-ки применялись в дореволюционные годы и первые годы советской власти. Газовые скв-ны в то время бурили на случайно открытых газовых м-ниях, в точках расположенных в непосредственной близости от потребителя газа. В последующем скв-ны бурили "скв-на за скв-ной" по мере роста потребления газа или для восполнения дебита действующей скв-ны. Так разрабатывались известные в то время небольшие газовые м-ния в Ставрополе, Мельников-ское м-ние, Мелитопольское м-ние, Дагестанские Огни.

Второй этап развития науки разр-ки возник в США в 20-е годы настоящего столетия. Он хар-рен применением статистико-эмпирических м-дов разр-ки газовых м-ний и распространением на разр-ку газовых м-ний практики разр-ки нефтяных м-ний.

Наиболее полное и законченное выражение этот второй этап нашел в книге проф. И.Н. Стрижова [1], к-рый, исходя из усл-я ограниченного радиуса дренажа скв-н, предложил строго равномерное расположение скв-н на площади газоносности. И.Н. Стрижов, являвшийся крупным ученым в области газового и нефтяного дела, обработал огромнейший материал, хар-ризующий эксплуатацию многочисленных газовых м-ний США и некоторых других стран.

Второй этап создания научно обоснованных м-дов разр-ки газовых м-ний хар-рен также тем, что в то время рекомендовалась эксплуатация скв-н при так называемом постоянном проценте отбора от свободного О_саили абсолютно-свободного дебита О_ас.

В качестве ур-я притока газа к забою скв-ны применялась степенная формула (1-1)

где Q — дебит газа; р_пл, р₃ —соответственно пласт-е и забойное давл-я; С, n- коэф-ты, которые принимали постоянными для данной скв-ны, при проведении иссл-й при стационарных режимах фильтрации.

Для расчетов забойного давл-я применялась видоизмененная формула Веймаута, широко применявшаяся в те годы для расчета газопроводов.

Вводится понятие абсолютно-свободного дебита, соответствующего потенциальному дебиту при давлении на забое, равном атмосф., определяемого из формулы (1.1), а также понятие свободного дебита, соответствующего атмосф. давл-ю на устье. Формула (1.1) при n=1 соответствует закону Дарси, к-рый для совершенных по степени и хар-ру вскрытия скв-н представим в виде

(1.2) ;

(m - вязкость газа; р_ат - атмосф. давл-е; k — прониц-ть; h - толщина продуктивной толщены пласта; R_K, R_c — соответственно радиусы контура питания и скв-ны.

Формула (1.1) при n = 0,5 превращается в известный квадратичный закон Шези — Краснопольского. Основным недочетом формулы (1.1), как и всех других аналогичных степенных зависимостей, явл-ся то, что коэф-ты Сил м/б приняты постоянными лишь в узком диапазоне изменения .

В процессе разр-ки залежи коэф-ты Сиn являются переменными во времени, хар-р изменения которых при проектировании разр-ки неизвестен.

При установлении технологического режима работы скв-н максимальный рабочий дебит не должен был превышать 20 % от Q,_c:

• требовал ежегодного уточнения путем проведения иссл-я скв-н. Так как во времени Q_ас уменьшается в связи с падением Рпл, то, след-но, и рабочий дебит во времени снижается, что, как показывала практика, обеспечивало большую надежность добычи газа.

Практика назначения технологического режима работы скв-н в США по определенному проценту от Q_а._с, наряду с другими причинами, привела к бурению огромного числа газовых скв-н (около 300 тыс.). В то же время такой подход обеспечивает большой резерв в добыче газа, резкое сниже­ние числа капитальных ремонтов скв-н, а также, вероятно, и рост газоотдачи.

На заключительном этапе разр-ки м-ния при значительном падении давл-я скв-ны работают в газопровод без ограничения на Q_ас и, как правило, по закону Дарси (1.2).

В нашей стране проектирование разр-ки м-ний, вступивших в разр-ку до 1950 г., проводилось на принципах, хар-рных для второго этапа. К таким м-ниям относились: Елшано-Курдюмское, группы м-ний Западной Украины, Оренбургской и Самарской областей.

М-дика обработки рез-тов иссл-й согласно (1.1) подробно изложена в работе [2].

Третий этап хар-ризуется внедрением принципов проектирования, основанных на комплексном применении промысловой геологии, отраслевой экономики и подземной газогидродинамики. Начало этого этапа часто называют началом научно обоснованных м-дов разр-ки м-ний природных газов. Начало этого этапа положено работами, проводившимися под руководством проф. Б.Б. Лапука в 1947—1948 гг. в ПИБе МНИ им. И.М. Губкина. Исходя из указанных принципов был выполнен проект разр-ки Султангуловского м-ния Самарской области. В нем было применено неравномерное расположение скв-н вдоль главной оси структуры, в качестве ур-я притока приме­нялся закон Дарси при газовом режиме работы залежи.

Первоначальные теоретические основы этого этапа изложены проф. Б.Б. Лапуком исходя из расчетов по закону Дарси [3]. При определенных геологических усл-ях рекомендовалось батарейное расположение скв-н, для которых был предложен технологический режим постоянной скорости фильтрации на забое.

В 1949 г. был создан ВНИИГАЗ, которому было поручено проектирование разр-ки м-ний природного газа страны, а в дальнейшем и другим научно-исследовательским и проектным институтам отрасли, так как интенсивно росло число м-ний, вводимых в разр-ку.

Дальнейшее развитие третьего этапа осуществлялось в основном во ВНИИГАЗе, где выполняется конкретное проектирование разр-ки всех основных м-ний страны с 1950 г. по настоящее время. Во ВНИИГАЗе в теории и прак­тике разр-ки газовых м-ний страны длительное время применялись принципы рациональной разр-ки газовых м-ний, сформулированные Е.М. Минским и А.Л. Козловым еще в 1953 г. [4], и их можно сегодня назвать традиционными. На основе этих принципов были созданы проекты разр-ки многих м-ний и наша страна превратилась в первую державу в мире по добыче газа.

В течение третьего этапа было предложено составление проектов опытно-промышленной экспл-ции как завершающего этапа разведки. Были разработаны различные модификации подсчета запасов газа по падению давл-я, в том парных режимах фильтрации, в том числе м-ды обработки кривых нарастания давл-я после остановки скв-ны и кривых стабилизации давл-я после пуска скв-ны.

М-дика расчетов основных показателей разр-ки м-ний исходя из формулы (1.3) для различных технологических режимов работы скв-н была выполнена в 1960г. Ю.П. Коротаевым и Г.А. Зотовым [5]. Вводится поня­тие средней скв-ны [6].

Проф. Е.М. Минский утверждал, что в недрах закона Дарси начинается нарушение линейного закона и, тем самым все попытки нахождения верхней границы существования закона Дарси, теряют смысл.

Уже в первые годы применения двучленной формулы (1.3) она оказалась непригодной для 50 % газовых скв-н, а именно, вместо прямой при обработке рез-тов в координатах Ар²/О и О, отсекающей на оси ординат отрезок, равный а, и с тангенсом утла наклона, равным Ь, получали гиперболу, из которой не представлялось возможным определение коэф-тов фильтрационного сопротивления а и Ь. Ю.П. Коротаевым были вскрыты причины такого аномального поведения индикаторных кривых и им была предложена в 1956 г. м-дика обработки таких рез-тов иссл-й путем введения в ур-е (1.3) дополнительного коэф-та (1.6)

где С дополнительный коэф-т, хар-ризующий наличие жидкости на забое и призабойной зоне, подобный начальному градиенту давл-я или начальному фильтрацион­ному сопротивлению, когда жидкость имеется только в призабойной зоне пласта.

В проектах расчеты изменения основных показателей осуществлялись для моделей квазиоднородного пласта вместо моделей неоднородного пласта.

Исключение представлял проект опытно-промышленной экспл-ции нижнеангидритового горизонта Шебелинского м-ния, в котором учитывались фильтрационные хар-ристики каждой скв-ны, а проектные были разбиты на группы скв-н.

Конечная газоотдача пластов принималась равной 100 %, согласно действующим до 1995 г. нормативам ГКЗ, и считалось, что подавляющее большинство газовых залежей работает при газовом режиме.

В качестве технологического режима работы скв-н считался режим постоянного дебита, или депрессии, или постоянного безводного дебита исходя из конусообразования к-рый значительно превосходил энергосберегающие

имые режимы (см. § 1.4).

Расстановка скв-н и послед-ность их ввода опре-b заданными темпами отборов газа из залежи, получением максимальных дебитов и недопущением образования в пластовой воды.

Третий этап хар-ризовался непрерывным ростом добычи газа в нашей стране, открытием новых газовых м-ний в различных регионах европейской части России, Украине, в Средней Азии и Западной Сибири, строительство магистральных газопроводов. В последующем 1ется единая сис-ма газоснабжения (ЕСГ) страны, во-крупных потребителей сооружаются подземные хранилища газа. Газовая промышленность развивалась невиданными в мире темпами, при постоянном росте капиталовложений в разведку, добычу и транспорт газа.

Вслед за Султангуловским м-нием, во ВНИИГАЗе даются проекты разр-ки Угерского и Бильче-щкого м-ний в Западной Украине, Северо-шропольского м-ния, Шебелинского, Газлинско-м-ний, группы газоконденсатных м-ний Краснодарского края, Вуктыльского м-ния в Республике Коми и др.

В течение третьего этапа газовая промышленность нашей страны становится ведущей отраслью энергетики, широко внедряется опытно-промышленная эксплуатация м-ний. Создается уникальная и огромная по размерам транспортная инфраструктура отрасли, в короткие сроки осваиваются громадные м-ния севера Тюменской области. Сырьевая база газовой промышленности России хар-ризуется наличием в ее структуре как уникальных залежей энергетического газа в сеноманских залежах севера Тюменской области, так и залежей со сложным составом пластовой смеси, которые являются сырьевой базой для высокоэффективного газохим-го производства.

Газохимическое производство в последние годы интенсивно развивается. Объем переработки сырья увеличился от 12 в 1973 г. до 81 млрд. м³ в 1988 г. Сооружены и введены в эксплуатацию Оренбургский, Астраханский и Уренгойский комплексы.

До освоения Оренбургского м-ния в нашей стране отсутствовал опыт проектирования и строительства предприятии, добыв-х, транспортирующих и перерабатывающих природный газ с повышенным сод-ем сероводорода. В процессе создания Оренбургского газового комплекса были реализованы технические решения по добыче газа, транспортировке сероводородсодержащего газа и конденсата на расстояние до 60 км, переработке газа и конденсата, защите и контролю за коррозией оборудования и трубопроводов, охране окружающей среды. Создано оборудование для извлечения гелия из газов с низкой его концентрацией.

В короткие сроки введен в действие высокорентабельный газовый комплекс, подготовлены высококвалифицированные кадры и созданы предпосылки для сооружения последующих комплексов.

Оренбургский комплекс вводился тремя очередями по 15 млрд. м³. Первая очередь введена в 1974 г., вторая в 1975г. В 1979 г. комплекс был выведен на проектную мощ­ность.

В течение последних лет на комплексе ежегодно добывается и перерабатывается 46 — 47 млрд. м³ газа с ежегодной поставкой потребителям свыше 45 млрд. м³ товарного газа, более миллиона тонн стабильного конденсата и газовой серы. Одновременно на комплексе производятся такие ценные продукты, как сжиженные газы, меркаптаны, гелий, ШФЛУ.

На Оренбургском комплексе успешно решаются проблемы борьбы с коррозией, гидратообразованием, солеотложениями, активными водопроявлениями, охраны окружающей среды.

В газе Астраханского м-ния содержится большое кол-во сероводорода (до 25 % мольных) и углеводородно­го конденсата (140 — 300 г/м³). В начале освоения это м-ние рассматривалось как сырьевая база газохим-го комплекса по производству серы (основное), ШФЛУ, мо­торных топлив. В 1987 г. введена первая очередь комплекса на объем добычи и переработки 6 млрд. м³ газа в год и получение 2 млн. т серы в год. В усл-ях рыночной экономики последних лет произошло резкое изменение конъюнктуры на основные виды товарной продукции. Доля серы в товарной продукции снизилась от 53 до 10 %, доля продуктов перера­ботки конденсата поднялась до 70 %. В связи с этим возникает необходимость обеспечения стабильных поставок конден­сата на завод, т.е. новых вариантов сис-мы разр-ки.

УСЛ-Я ЭКСПЛ-ЦИИ СКВ-Н

Эксплуатация скв-н часто осложняется в рез-те влия­ния жидкости, которая при определенных усл-ях может скапли­ваться в стволе. Жидкость может способствовать увеличению по­терь давл-я, самопроизвольному уменьшению дебита скв-ны, а также полному прекращению ее работы. Во избежание этого при­меняют различные технологические процессы. Анализ условий проявления влияния жидкости позволил выделить качественно различные направления иссл-й в этой области и составить классификацию м-дов борьбы с обводнением скв-н (табл. XII. 1) Основу классификации составляют три группы. К первой отно­сятся м-ды освобождения ствола скв-ны от жидкости путем подъема ее к устью: с помощью откачки насосными агрегатами, напр-р, штанговыми насосами или сваббированием; поддержа­нием в стволе скв-ны скорости газа больше критической, при которой жидкость поднимается газом до устья; путем уменьше­ния проскальзывания газа относительно жидкости с исполь-ем плунжеров, вспениванием жидкости с помощью добавки поверхностно-активных веществ (ПАВ), диспергирования механи­ческими м-дами или за счет нагрева.

Ко второй относятся м-ды освобождения ствола скв-ны от жидкости без подъема к устью: за счет откачки жидкости из зоны продукт-го газоносного пласта и закачки ее в поглощающий пласт с помощью насосного агрегата или под действием гидроста­тического напора; за счет увеличения скорости фильтрации жидко­сти, скапливающейся на забое скв-ны, в водопоглощающий пласт; создания условий для поглощения жидкости пластом путем периодических остановок скв-ны, во время которых жидкость из ствола будет перетекать в пласт.

К третьей относятся м-ды предупреждения поступления жид­кости к забою скв-ны: путем экспл-ции скв-ны с занижен­ными дебитами газа, с повышенными забойными давл-ями, ис­ключающими поступление жидкости из пласта, или путем изоля­ции источника поступления жидкости от продукт-го газового пласта.

Следует отметить, что каждая технология имеет ограниченную область применения. Однако для каждых конкретных условий часто можно рассматривать два-три м-да, области применения

которых взаимно перекрываются. В настоящее время наибольшее развитие получили м-ды подъема жидкости к устью.

Потери давл-я в стволе скв-ны при наличии жидкости зависят в значительной степени от темпер-ры, давл-я и ско­рости газа. Установлена завис-ть потерь давл-я при движении газожидкостной смеси в вертикальной трубе от комплексного пар-ра Рг*

Fr*=(ρг/ρж)Fr, (XI 1.1)

где рг, рж — плотность газа и жидкости в рабочих усл-ях; Fr — число Фруда (Fr " va'4gd), рассчитанное по приведенной скорости газа; w — скорость газа в рабочих усл-ях; g — ускорение сво­бодного падения; d — диаметр труб.

Для опред-я численного значения комплексного пар-ра Fr* в скв-не следует использовать формулу

(XI 1.2)

где ρг, ρж — соответственно относительные плотности газа по воздуху и жидкости (поводе); ро— давл-е газа, Па; Тсг — темпер-ра газа, К; В — ком­плексный коэф-т,

В соответствии с формулой (XI 1.2) хар-р изменения ^по­терь давл-я при движении газожидкостной смеси в скв-не показан на рис. XI 1.1, где приведены две ветви — ни­сходящая до значения числа Fr*sS 450—700 и восходя­щая — при значениях Fr* > ;> 500—700. Работа скв-ны в режиме, отвечающем усл-ям нисходящей ветви, явл-ся неустойчивой из-за скопления жидкости в ее стволе. Работа скв-ны в усл-ях восходящей ветви хар-ризуется естественным выносом жидкости и повышен­ными потерями давл-я в стволе в рез-те большой скорости газа. Минимальные удельные потери давл-я соответствуют од­ному вполне определенному значению комплексного пар-ра.

Дебит газа, при котором потери давл-я в стволе скв-ны минимальны, называется базовым и обозначается Q_б.

Fr* - базовое знач-е комплексного пар-ра.

При работе скв-ны с дебитом, большим базового, жидкость в стволе не скапливается и потери давл-я обусловливаются в ос­новном потерями на трение и массой столба газожидкостной смеси.

При работе скв-ны с дебитом, меньшим базового, жидкость будет скапливаться в стволе скв-ны, если не используются раз­личные м-ды ее удаления.

Поиск по сайту: