Условия ограничивающие дебит

Перечислим для ознакомления основные факторы, ограничивающие дебиты газовых и газоконденсатных скважин:

Ø разрушение призабойной зоны пласта вследствие выноса частиц песка и цементирующего материала породы;

Ø образование конусов подошвенной воды или преждевременный прорыв краевой воды к скважине;

Ø опасность образования гидратов на забое и в стволе скважины, наземных сооружениях и коммуникациях;

Ø необходимость получения вместе с газом газового конденсата;

Ø ограниченная пропускная способность фонтанных труб, газосборных сетей и технологических аппаратов по подготовке газа к транспорту;

Ø опасность смятия эксплуатационной колонны при создании малых противодавлений на пласт;

Ø опасность разрушения наземного оборудования вследствие вибрации из-за пульсаций устьевого давления;

Ø опасность разрушения подземного и наземного оборудования скважины, в продукции которых присутствуют агрессивные компоненты, вследствие коррозии и эрозии металла.

Условия, ограничивающие дебит, условно разделены на геологические, технологические, технические и экономические.

Геологические условия могут привести к разрушению пласта в призабойной зоне и образованию языков и конусов обводнения. В рыхлых, слабосцементированных пластах при высоких скоростях газа на забое и больших депрессиях происходит разрушение пласта и вынос на забой твердых частиц. Возникает опасность обвала кровли пласта, а выносимая порода разрушит оборудование скважины и промысловые установки. При исследованиях скважины достаточно точно определяют депрессию и дебит, выше которых происходит разрушение пласта. Эти дебит и депрессию называют максимально допустимыми. Если дебит и депрессия превышают максимально допустимые, эксплуатировать скважину запрещается.

Если имеется подошвенная вода или скважина расположена вблизи ГВК, при определенных значительных дебитах образуются, либо конус, либо языки обводнения. Как только вода начинает поступать на забой скважины, уменьшается ее дебит. Породы пласта набухают, и уменьшается проницаемость пласта, она уменьшается и за счет того, что часть сечения пор пласта занята водой. В стволе скважины накапливается столб жидкости, также препятствующий движению газа. Поэтому скважину стремятся эксплуатировать без воды на забое.

Не допускают обводнения, эксплуатируя скважину с дебитами, при которых не образуются конусы и языки обводнения. Иногда при исследованиях определяют дебит, при котором скважина обводняется, называют его максимально допустимым, а эксплуатируют скважину при более низком безводном дебите. Однако даже кратковременное обводнение приводит к необратимому уменьшению проницаемости пласта и, следовательно, к уменьшению производительности. Поэтому допустимый безводный дебит стремятся определить расчетным путем.

Технологические условия состоят в необходимости поддерживать на устье давление, достаточное для внутрипромысловой транспортировки продукции скважины, создания определенных условий сепарации и подачи газа в газопроводы. Кроме того, стремятся регулировать давление и температуру в стволе скважины в таких пределах, чтобы не образовывались гидраты. На забое необходимо поддерживать довольно высокие скорости (2-10 м/с), чтобы обеспечить вынос из скважины жидкости и твердых частиц.

Для предотвращения «растепления» зоны вечной мерзлоты вокруг скважины необходимо регулировать дебит так, чтобы меньшее количество теплоты поступало через стенки скважины к мерзлым породам. Пропускная способность газосборных сетей также ограничивает дебит скважин.

Технические условия заключаются в опасности смятия колонн горным внешним давлением при снижении давления внутри скважины. Если превысить давление внутри труб выше их прочностных характеристик, трубы могут разорваться. Вибрация оборудования при высоких дебитах приводит к разрушению скважины. Поэтому запрещена эксплуатация скважин при вибрации оборудования.

Вечномерзлые породы на месторождениях Севера могут оттаивать при нагревании стенок потоком газа. Требуются такие технические мероприятия, как изоляция.

Бывает экономически целесообразно снизить дебит летом или уменьшить потери давления в скважине и использовать это давление для сепарации и подачи газа в газопровод.

Чтобы от качественных показателей перейти к количественным и иметь возможность рассчитать рабочий дебит скважины, а также запроектировать разработку месторождения, технологические режимы записывают в математической форме и дают им специальные названия.

Режим постоянной депрессии ∆р = р_пл - р_з = const устанавливают при опасности образования конуса или языков обводнения, а также разрушения пласта.

Режим постоянного градиента давления на стенке забоя (dp/dr)_r = R_c = const устанавливают для скважин, вскрывших рыхлые, неустойчивые породы, которые разрушаются при градиенте выше установленного при исследовании скважины. Нередко для удобства регулирования этот режим заменяют режимом постоянной депрессии.

Режим постоянной скорости фильтрации газа в призабойной зоне пласта w₃ = const устанавливают при разрушении пласта.

Режим постоянного забойного давления р₃ = const устанавливают при частом пробкообразовании и засорении призабойной зоны, когда освоение скважины сопровождается движением массы рыхлой породы. Этот режим устанавливают также, чтобы на забое не выделялся из газа конденсат или в стволе не образовывались гидраты.

Режим постоянного дебита Q = const применяется чаще других, так как удобен для регулирования. Режим обеспечивает заданную добычу из месторождения при имеющемся числе действующих скважин. Для каждой скважины дебит назначается индивидуально с учетом всех ограничивающих факторов. При этом режиме депрессия во времени увеличивается, поэтому, когда она достигнет предельно допустимой, дебит скважины приходится уменьшать.

Режим постоянного давления на устье скважины р_у = const устанавливается для обеспечения подачи газа в газопровод или на прием ПДКС, а также для поддержания заданной температуры сепарации при дросселировании газа.

Оператор должен знать, какой технологический режим, исходя из какого ограничивающего фактора, задан на каждой обслуживаемой скважине.

Проводя какие-либо работы, вынуждающие изменять режим скважины, оператор в первую очередь не должен допускать изменения именно того фактора, исходя из которого был задан режим, потому что это может повлечь опасные последствия вплоть до аварии. В то же время регулирование и изменение показателей, мало влияющих на основное ограничение, допустимо и не приведет к нарушениям эксплуатации скважин. Например, если дебит задан из условия выноса с забоя жидкости и твердых частиц, то даже кратковременная остановка скважины может привести к образованию на забое песчаной пробки или столба жидкости, которые в дальнейшем приведут к снижению дебита скважины. При других ограничивающих факторах остановка скважины не опасна. Если максимально возможный дебит ограничен опасностью конусообразования, то, превысив его, оператор может обводнить скважину; резко уменьшится ее продуктивность и после снижения дебита и т. д.

Для замера дебитов скважин используют: диафрагменный измеритель критического течения (ДИКТ), называемый также прувером; метод сужения струи газа; пневмометрическую трубку; шайбный измеритель; анемометр, а также метод бокового статического давления. Применение того или иного метода замера дебита газа обусловлено, как правило, диапазонами величин измеряемых расходов и давлений.

Наиболее распространен способ измерения с помощью диафрагменного измерителя критического течения и метод сужения струи. Общим требованием при измерении расхода газа является необходимость очистки газа от жидкости и механических примесей до замерного устройства, так как рассматриваемые измерительные устройства предназначены для работы только на очищенном газе. Измерение дебита газа диафрагменным измерителем критического течения основано на законе истечения газа через диафрагму при критических условиях. На практике применяют пруверы диаметром 50 и 100 мм. Прувер представляет собой цилиндрическую трубу с внутренним диаметром 50 мм, длиной 305 мм. Один конец прувера имеет стандартную резьбу под фланец или муфту, на другом конце при помощи прижимной гайки крепят диафрагму. Для измерения давления перед диафрагмой расположен ниппель с вентилем. Температуру газа измеряют максимальным термометром, устанавливаемым в специальном кармане. Прувер можно использовать для измерения дебита газа при выпуске его в атмосферу или при подаче в газопровод, однако необходимо сохранить условия критического истечения. Режим истечения газа через ди­афрагму прувера определяют соотношением давлений после диафрагмы и до нее:

При критическом режиме течения, а при докритическом режиме —

где k=c_p/cv — показатель адиабаты.

При измерении дебитов природных газов можно принять Ω_кp=0,56, хотя понятно, что для разных газов значения Ω_кp различны. Так, для воздуха Ω_кр=0,528; метана — 0,55; этана — 0,567; пропана — 0,573; бутана — 0,577. Таким образом, для определе­ния дебита газа прувером необходимо, чтобы давление газа до диафрагмы было не менее чем в два раза выше давления после диафрагмы. Дебит газа Q (тыс. м³/сут) при измерении прувером подсчитывают по формуле

где с — коэффициент расхода, зависящий от диаметра отверстия диафрагмы и диаметра прувера; р — давление газа перед диафрагмой, Па; ρ — относительная плотность газа по воздуху; Т — абсолютная температура газа перед диафрагмой, К; z — коэффициент сверхсжимаемости газа при давлении р и температуре Т.

Значения коэффициентов с для диафрагм различных диаметров, полученные по экспериментальным данным, приведены в табл. 5.2.1.

Таблица 5.2.1