Основы нефтегазового дела

 

20. Основные осложнения возникающие  при добыче природного газа.

 

Природный газ газовых  месторождений в пластовых условиях насыщен парами воды. Содержание водяных паров в газе зависит от состава газа, давления и температуры. При наличии влаги в газе в определенных условиях могут образоваться гидраты. Гидраты природных газов представляют собой белые кристаллические вещества, похожие на лед или плотный снег. Образование гидратов часто затрудняет эксплуатацию газовых скважин, так как гидраты закупоривают устьевое оборудование и наземные сооружения. Основными факторами образования гидратов являются давление и температура: чем выше давление и чем ниже температура, тем больше создается условий для образования гидратов. Имеет значение и состав газа: чем больше тяжелых углеводородов содержит газ, тем ниже давление, при котором могут образоваться гидраты.

В промысловых условиях гидраты образуются в стволе скважин, в фонтанной арматуре и обвязке, в выкидных линиях (шлейфах), в обвязке газосборных пунктов, в газосборных коллекторах.

Гидраты, откладываясь внутри трубопроводов, в запорной и регулирующей аппаратуре и т. д. уменьшают проходные сечения вплоть до полной закупорки, что приводит к нарушению режима работы скважины и транспорта газа, а нередко к выходу из эксплуатации скважин и отдельных участков газосборной системы.

Борьба с гидратами  ведется в двух направлениях:

а) предупреждение образования гидратов;

б) ликвидация образовавшихся гидратов.

Образование гидратов в скважинах  предотвращают следующими методами:

а) установлением соответствующего технологического режима работы скважины;

б) непрерывной или периодической подачей на забой скважины антигидратных ингибиторов;

в) применением футерованных  насосно-компрессорных  (подъемных)  труб;

г) систематическим удалением с забоя скапливающейся жидкости;

д) путем   устранения   причин,   вызывающих   пульсацию   газа в  скважине.

Ствол скважины очищают от гидратных отложений: а) продувкой в атмосферу с необходимой предварительной выдержкой скважины в закрытом состоянии с целью частичного разложения гидратов под влиянием тепла окружающих пород; б) закачкой большого объема антигидратного ингибитора непосредственно на гидратную пробку с выдержкой для разложения гидратной пробки и с последующей продувкой в атмосферу.

Предупреждение образования  гидратов в фонтанной арматуре и в обвязке скважин, а также в различных участках, узлах и звеньях системы сбора и транспорта газа осуществляется в зависимости от конкретных условий следующими методами, применяемыми как самостоятельно, так и комплексно:

а) обогревом отдельных узлов и участков;

б)  вводом в поток газа антигидратных ингибиторов  (метанола, раствора хлористого кальция, диэтиленгликоля и др.);

в) устранением резких перепадов давления, которые вызывают снижение температуры газа, ведущее к конденсации парообразной влаги и образованию гидрата;

г) систематическим удалением жидкости скапливающейся в пониженных  местах системы  сбора и  внутрипромыслового  транспорта газа,   при    помощи     конденсатосборников    или   дренажных   патрубков;

д) регулярной продувкой газопроводов от окалины, грязи и т.п., в местах скопления которых происходит кристаллизация при образовании гидратов.

 

21.  Геолого-промысловые  исследования скважин в процессе  эксплуатации.

Дебит скважины — количество извлеченной из скважины  жидкости  или  газа  в  единицу времени.

Дебит скважины может измеряться как в объемных, так и в весовых   единицах.

Дебит нефтяной скважины по жидкости (нефть, нефть + вода) на промыслах обычно измеряется в весовых единицах — в т/сутки.

При исследовании скважин  иногда необходимо измерять дебит в  объемных  единицах — в м³/сутки, см^ъ1сек.

Для определения дебита скважины по нефти в объемных единицах при известном дебите в т/сутки пользуются следующими зависимостями:

для определения дебита в м³/сутки

Q об= 1000 Qвес/ p  (куб.м/ сутки)

где: р - плотность нефти  в кг/м³.

Дебит газовой скважины определяют в объемных единицах {м³/ сутки, м³/ч), приведенных к нормальным условиям, т. е. при р = 0,1 Мн1кв.м,   t = 20° С.

Обводненность продукции скважины - процентное содержание воды в общем количестве жидкости, извлеченной из скважины

C= (Qв / Qн + Qв)*100%

 где: С - обводненность нефти в %; Q_B - количество извлеченной воды; Q_н - количество извлеченной нефти.

Газовый    фактор — количество   извлеченного   из   скважины попутного газа, приведенного к нормальным условиям, приходящегося на 1  m извлеченной нефти

Г = V / Qн [м³/т].

Пластовое давление — давление, под которым находятся жидкости и газ в нефтяных и газовых залежах. Пластовое давление измеряется глубинными манометрами, спускаемыми в нефтяные и газовые скважины после их остановки. Среднее пластовое давление в целом по пласту или по его отдельным зонам определяется как среднеарифметическое давление по всем скважинам данного   пласта.

Забойное давление — давление на забое скважины во  время  ее  работы.

Давление на контуре питания — пластовое давление в законтурной зоне пласта или на линии нагнетательных скважин при законтурном и внутриконтурном заводнении пластов.

Депрессия   давления — разница между пластовым и забойным   давлением.

Градиент давления — изменение давления в пласте, отнесенное   к   единице   длины   пути.

Давление насыщения нефти газом — давление, при котором весь наличный в залежи газ растворен в нефти.

Устьевое     давление — давление,   фиксируемое   манометром в подъемных трубах на устье скважины. 

Затрубное давление — давление в кольцевом пространстве между подъемными трубами и эксплуатационной колонной,   замеряемое   на   устье   скважины.

 [н/м²

Статический уровень — уровень жидкости в скважине, устанавливающийся после ее остановки. Глубина статического уровня от устья скважины замеряется специальными приборами. Давление столба жидкости высотой от статического уровня до забоя скважины равно пластовому давлению в зоне данной скважины

p пл =Hρg (н/кв.м)

При известной глубине  скважины и замеренном расстоянии от устья до статического уровня высота столба жидкости в скважине определяется из выражения

H_CT = H—h [м],

где Н — глубина скважины в м; h — расстояние от устья до статического  уровня в м.

Динамический уровень — уровень жидкости, устанавливающийся в межтрубном пространстве скважины (между колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонной) в   процессе   ее   эксплуатации.

В неработающей скважине уровень жидкости как в подъемных трубах, так и в затрубном пространстве устанавливается на одной и той же отметке (статический уровень).

В процессе эксплуатации скважины подъемные  трубы заполнены жидкостью, а  в затрубном пространстве уровень жидкости устанавливается на отметке ниже статического уровня. Этот новый уровень и называется динамическим. Высота его от забоя скважины определяет  величину  забойного давления,  т. е.

Рзаб = Hдин ρg  [н/м²],

где Hдин — расстояние от забоя до динамического уровня в м.

В фонтанирующих скважинах  пластовое и забойное давление всегда выше давления столба жидкости и газа, заполняющих скважину, поэтому ни статического, ни динамического уровней жидкости в этих скважинах нет. Непосредственное измерение уровней возможно лишь в скважинах с насосной эксплуатацией.

 

22. Понятие о гидродинамических  методах исследованиях скважин,  получаемые параметры.

 

Насосные скважины так же, как  фонтанные и компрессорные, исследуют методом пробных откачек или методом установившихся отборов. Для этого строят графики зависимости дебита скважины от депрессии, забойного давления или динамического уровня жидкости в скважине. По полученным точкам строят индикаторную линию работы скважины, на основании которой устанавливают режим эксплуатации. Чем больше будет сделано замеров на разных режимах работы скважины, тем полнее исследование. Отбор жидкости при исследовании скважины регулируют изменением длины хода сальникового штока или числа качаний балансира станка-качалки, или же того и другого вместе. Иногда для изменения режима откачки изменяют диаметр насоса или глубину погружения его под уровень.

Перед исследованиями забой скважины должен быть очищен от пробки.

В процессе исследования скважины при каждом изменении того или другого параметра работы насосной установки замеряют добычу жидкости и газа и определяют процентное содержание воды, а также процентное (или весовое) содержание песка в откачиваемой жидкости. При каждом новом режиме откачки следует делать не менее трех замеров   жидкости  и   динамического   уровня.

Каждой величине отбора жидкости из данной скважины соответствует определенное забойное давление или динамический уровень или, наоборот, каждому значению забойного давления в данной скважине соответствует определенная величина притока жидкости из пласта. Забойное давление замеряют спускаемым в скважину глубинным регистрирующим манометром или определяют на основании замера динамического уровня при помощи эхолота. Глубинный манометр спускают в скважину вместе с глубинным насосом.

Для исследования насосных скважин пользуются глубинными самопишущими геликсными манометрами МГЛ-5. Отличительной особенностью манометра МГЛ-5 является возможность длительной (до 10 суток) работы в скважине при снятии записи давления. Манометр укрепляют на трубах под приемом насоса и спускают в скважину до фильтра. В процессе работы насосной установки при различных параметрах манометр непрерывно записывает на специальной бумаге величину давления. После окончания исследований во избежание излишнего подъема и спуска насосных труб манометр оставляют в скважине до очередного ремонта его. Таким образом, исследование насосной скважины с непосредственным замером забойного давления глубинным манометром связано с остановками скважин и с потерей добычи нефти. Поэтому такие исследования насосных скважин проводят в исключительных случаях: при необходимости определения пластового давления в различных частях залежи для построения карт равных давлений (карт изобар) или для проверки данных, полученных при исследовании скважин другими методами.

В большинстве случаев  при исследовании насосных скважин находят зависимость «дебит — динамический уровень». Забойное давление при этом определяют косвенным путем: замеряют высоту столба жидкости до динамического уровня, определяют приблизительную плотность газированной жидкости, заполняющей скважину, и по этим величинам находят забойное давление.

При нахождении зависимости «дебит — динамический уровень» требуется замерять динамические уровни в процессе работы скважины. Динамический уровень иногда замеряют маленькой желонкой, спускаемой на стальной проволоке в затрубное пространство при помощи аппарата Яковлева, для чего в планшайбе делается отверстие диаметром 40—50 мм, через которое и пропускают желонку. Однако такие замеры допускаются только для скважин с высоким уровнем (400—500 м от устья) и при большом зазоре между эксплуатационной колонной и насосными трубами; при малом диаметре эксплуатационной колонны такой замер невозможен, так как в затрубное пространство подобных скважин желонка не проходит.

Вообще этот способ замера динамического  уровня нерационален, так как проволока часто закручивается за насосные трубы и обрывается, к тому же на замер уровня в затрубном пространстве желонкой затрачивается значительное время.

Широкое распространение получили различные эхометрические установки для измерения динамического уровня, основанные на принципе отражения звуковой волны от уровня жидкости в затрубном пространстве скважин. Если у устья скважины создать выстрелом или воздушной хлопушкой звуковую волну, то эта волна, распространяясь по стволу скважины, дойдет до уровня жидкости, отразится от него и в виде эха снова возвратится к устью скважины. Момент возбуждения и возвращения звуковой волны отмечается пером прибора на ленте, движущейся с постоянной скоростью. Умножив время, прошедшее от момента возбуждения до возвращения волны, на скорость звука, получают расстояние, которое прошла звуковая волна,  равное удвоенной глубине до уровня, т. е.

S = ν t, где S — путь, проходимый звуком, в м; S =2h (h — глубина до уровня); v — скорость звука в м/сек; t — время прохождения звуковой волны от устья до уровня и обратно в сек.

Из элементарной физики известно, что звуковые волны распространяются в различных газах со скоростью 250—400 м/сек в зависимости от природы газа, его плотности и температуры.

Приборы для определения уровней  в скважинах, построенные на принципе отражения звуковой волны от уровня жидкости, называются эхолотами или эхометрами.

 

23. Увеличение производительности  добывающей скважины.