Как и чем регулируется дебит скважины

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Регулирование дебита газовых скважин

В эксплуатации газовых скважин главным является вопрос о регу­лировании давления в скважине и об установлении определенных размеров эксплуатационного дебита.

Отбирать можно лишь определенный рациональный процент того дебита, который скважина дает, будучи сполна открыта.

В области добычи газа существует термин «практическая продук­тивность скважины. Размеры практической продуктивности выра­жают в процентах от дебита сполна открытой скважины, и в США счи­тают, что практическая продуктивность не должна превышать 25% дебита открытой скважины.

После того, как вследствие истощения пласта давление в нем сильно понизилось, допустимо брать весь дебит, который может давать скважина. В последнюю стадию эксплуатации можно добывать газ под вакуумом.

Это оптимальное давление и определяет «практическую продуктив­ность». Его выражают в процентах от давления в скважине, сполна закрытой, т. е. от того давления, которое во время добычи имеется в пласте в удалении от скважины, там, где пласт еще не истощен.

Детальное изучение газовых месторождений района Осэдж в штате Оклахома показало, что оптимальное рабочее давление в пласте около скважины, т.е. абсолютное давление на дне скважины во время эксплуатации составляет 90% давления на дне скважины, сполна закрытой, и что практическая продуктивность скважины при таком давлении составляет 20% дебита скважины, сполна открытой.

Для эксплуатации района Осэдж и был установлен этот способ, получив­ший название «90-процентный метод».

Исследование прочих газоносных районов Оклахомы показало, что „практическая продуктивность» скважин в них при 90% давления составляет 25% дебита скважины, сполна открытой.

Всякая газовая скважина более или менее значительного дебита есть газовый фонтан, так как газ сам выходит из скважины. Всякий газовый фонтан, как и нефтяной, должен быть отрегулирован. Газо­вый дебит еще более нуждается в регулировании, чем нефтяной, так как скорость вытекания газа из пласта во много раз больше скорости вытекания нефти.

Источник

Регулирование дебита фонтанной скважины

Регулирование технологического режима работы скважины (дебита) осуществляют созданием противодавления на устье. Для этого на выкидных линиях после запорных устройств ставят регулирующие устройства (штуцеры), обеспечивающие дросселирование потока вследствие изменения площади про­ходного сечения. Регулировать дебит задвижками нельзя, так как из-за наличия песка в продукции происходит быстрый из­нос запорных устройств задвижек (плашек) и они выходят из строя. Поэтому рабочие положения задвижек либо полностью открыты, либо полностью закрыты.

Штуцер представляет собой диафрагму или короткую втул­ку (насадку) с малым отверстием. Диаметр отверстия штуцера может составлять 3-25 мм.

Простейшие штуцеры представляют собой диск толщиной 7-10 мм, в центре которого имеется отверстие с резьбой для

завинчивания штуцерной втулки, или стальную круглую бол­ванку с фланцем на одной стороне и продольным отверстием посередине. Для замены штуцера рабочую выкидную линию отключают, а работу скважины переводят на запасную линию, затем снижают давление в рабочей линии до атмосферного. Недостатки таких штуцеров: необходимость замены штуцерной втулки при разъедании проходного отверстия песком, а также продолжительность операции по смене штуцерной втулки.

В отдельных случаях при поверхностном штуцере в резуль­тате прохождения газонефтяной смеси через узкое отверстие температура ее может настолько снизиться, что детали фон­танной арматуры замерзнут. Чтобы избежать нежелательного явления — замерзания деталей фонтанной арматуры (вплоть до образования гидратов), а также в целях уменьшения износа штуцеров в скважинах, в струе которых имеется песок, приме­няют ступенчатые штуцеры (рис. 3.13), т. е. на выкиде последо­вательно один за другим устанавливают два-три штуцера с по­степенно увеличивающимися отверстиями в их втулках. Таким образом, общий перепад давления распределяется на несколько штуцеров, в каждом из которых перепад уменьшается, в связи с чем снижается скорость движения смеси, а это способствует уменьшению износа втулок штуцеров и предохраняет трубы и арматуру от резкого охлаждения. Последний (наименьший) из штуцеров является рабочим.

Быстросменный штуцер состоит из разъемного корпу­са, зажимаемого между двумя фланцами на выкидной линии фонтанной арматуры при по­мощи шпилек. В корпус встав­ляется пробка с коническим отверстием под сменную шту­церную втулку. Герметичность обеспечивается резиновыми уплотнениями. Применение

Рис. 3.14. Быстросменный штуцер ШБА-50х700.

быстросменного штуцера позволяет значительно ускорить замену штуцерной втулки и облегчить условия труда. Однако замена требует перехода на резервную линию и общие затраты времени на смену остаются достаточно велики.

Удобнее применение углового устьевого штуцера. Он состоит из корпуса, в котором происходит поворот струи на 90°, втулки с корпусом конической сменной насадки, штока (шпинделя) со сменным коническим наконечником и маховиком. В сменную насадку вращением маховика вводится наконечник, перекрывающий часть отверстия. Степень откры­тия (закрытия) дросселя определяется по указателю, имеюще­му деления, которые показывают диаметр цилиндрического отверстия в миллиметрах, эквивалентный соответствующей площади кольцевого сечения. Положение штока фиксируется стопорным болтом.

В настоящее время используют регулируе­мый штуцер, основу ко­торого составляет ме­таллический стержень с калиброванными от­верстиями. Стержень с двух сторон герметизи­руется специальными зажимными устройства­ми. Флажок на стержне указывает на диаметр штуцера, используемого

Рис. 3.15. Устьевой штуцер, рассчитанный на рабочее давление 35 МПа.

в настоящее время. Для изменения дебита скважины стержень перебивается на необходимый диаметр без остановки скважины. Преимуществом регулируемых штуцеров является минимум затрат времени и сил на смену режима работы.

Дата добавления: 2017-06-13 ; просмотров: 6498 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

Что такое дебит скважины, как его увеличить своими руками

Источник имеет ряд важных технических характеристик. Одна из них – дебит скважины. Определить его необходимо задолго до того, как начинаются работы по изготовлению источника.

Что это такое?

Это величина производительности источника. Она указывает на реальный объем жидкости, который фактически готова выдать шахта. Измеряется такими показателями:

Глубинной помпой вода закачивается из обсадной трубы. В нее жидкость поступает из водоносного слоя. Понятное дело, что ее запас имеет предел. Поэтому дебет указывает на тот объем, который источник готов выдать за определенную единицу времени.

Необходимые характеристики

Чтобы знать, как правильно рассчитать дебит скважины, необходимо понять особенности уровня воды, он бывает:

Статический и динамический уровни

Определить статический возможно в момент, когда из скважины процесс откачки не осуществляется. Необходимо оставить шахту в покое на несколько часов. Благодаря этому точка воды будет находиться на максимально высокой отметке. Измерения осуществляются до поверхности грунта и от зеркала воды в метрах.

Динамическая величина нестабильная. Отталкиваясь от условия использования источника, показатель будет постоянно изменяться. При откачке объем уменьшается. Если мощность помпы рассчитана так, что скорость откачки воды не превышает возобновление из водоносного слоя, то она восстановится. Динамическим водяным уровнем будет отметка глубины зеркала, на которой она удерживается при водозаборе с определенной скоростью.

Важно! Вычислить точный динамический показатель нереально, ведь он во многом будет зависеть от производительности и мощности используемого скважинного насоса.

Эта единица измерения нужна, чтобы четко понимать, на какую глубину допускается погружать помпу.

Процесс измерения осуществляется в два захода. Применяется интенсивный и средний водозабор. Так, первые измерения выполняете спустя один час, когда помпа непрерывно работает. За счет этого вы сможете узнать разницу, в период между интенсивным и средним водозабором. В оптимальном варианте хорошо, когда разница минимальная.

В основе вычисления также лежит формула, которая выглядит следующим образом: V * Hв / Hдин – Hстат, где

Однако здесь может быть погрешность. Чтобы свести ее к минимуму, необходимо определить удельный объем, и у вас появится реальная возможность сделать расчет максимально точным.

Удельный дебит

Это то количество воды, которое шахта способна выдать при условии понижения уровня жидкости на 1 метр. Перед тем как его определить, необходимо дать время, чтобы источник заполнился и поднялся до статической отметки.

Далее необходимо интенсивно выполнить забор воды. При этом ускорение должно повышаться в отличие от предыдущего водозабора. Затем повторно проверяете динамический показатель. На практике все может выглядеть следующим образом.

Измерить и рассчитать удельный запас можно при помощи следующей формулы: Du = V2 – V1 / H2 – H1. Расшифровка выглядит следующим образом:

Реальный

Исходя из значения удельного запаса, можно выяснить реальный. Определение фактического дебита скважины осуществляется по такой формуле: D = (Hf – Hst) * Du. Она имеет следующее обозначение:

Получившееся значение может оказаться в два раза меньше. И при определении объема именно на него и следует ориентироваться. Так вы узнаете, хватит ли вам этой производительности для всех домашних и хозяйственных нужд или нет.

Как определить?

Посчитать его можно двумя простыми способами:

Определить удельный объем можно так: делите разницу между динамическим и статическим уровнем. То есть это показатель отдачи при понижении уровня воды на один метр. Чтобы узнать реальный объем, для этого высоту водяного столба умножаете на статический уровень и на удельный. Вы сможете определить потенциальную возможность источника, а именно подобрать насос, который будет откачивать воду с такой же скоростью, с какой она поступает.

Расчет дебита артезианки

Реальный пример. За основу возьмем следующую формулу: D = H * V / (Hд – Hст), где

Как посчитать по формуле Дюпюи?

Стоит заметить, ее можно использовать только в условиях напорной воды. Также существует еще одно важное условие – процесс откачивания должен осуществляться исключительно с одним понижением. Формула Дюпюи для расчета запаса воды выглядит так: Q = S / S1 * Q1, где

Почему снижается?

Существует несколько причин, почему максимальный уровень объема снижается, три часто встречаемые:

Как восстановить дебит своими руками?

Существует два способа:

Важно! Перед тем как приступить к работе, рекомендуется выполнить ряд действий, направленных на обследование количества и качества водоносного слоя. Также необходимо определить глубину насоса и зеркала воды.

Как увеличить дебит?

Если ранее объем был нормальный, но постепенно стал уменьшаться и теперь необходимо его повысить. Существует несколько технологий. Для начала стоит провести более простые действия, например по прочистке обсадной колоны. Возможно, стоит расширить ее от различных отложений.

Важно! В процессе прочистки шахты насос необходимо поднять на поверхность.

Плюс ко всему влиять на уменьшение запаса жидкости может забившийся фильтр, поэтому его также стоит почистить. А в некоторых случаях виновником всего является насос. Выяснить это можно, если динамический уровень упал и нет желаемой производительности.

Кроме всего прочего, дебит может увеличиться, если использовать следующие технологии:

Полезное видео

Ознакомьтесь с подробным рассказом специалиста.

Источник

Документы

РАЗДЕЛ ВТОРОЙ ДОБЫЧА ГАЗА

РЕГУЛИРОВАНИЕ ДЕБИТА И ДАВЛЕНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН НЕОБХОДИМОСТЬ УСТАНОВЛЕНИЯ „ПРОЦЕНТА ОТБОРА»

Промышленная продуктивность и оптимальное давление при эксплоатации

В эксплоатации газовых скважин главным является вопрос о регулировании давления в скважине и об установлении определенных размеров эксплоата’ционного дебита.

Отбирать можно лишь определенный рациональный процент того дебита, который скважина дает, будучи сполна открыта.

Практическая продуктивность скважины есть определенная для каждого месторождения величина. Она составляет лишь некоторую долю того максимального дебита, который скважина в течение короткого времени может давать, если ее сполна открыть в атмосферу или направить газ в газопровод, не оказывающий существенного противодавления на пласт. Практическая продуктивность скважины есть именно промышленная продуктивность. Она длится долгое время и не приносит вреда ни скважине, ни пласту. При такой продуктивности пласт и скважина спокойно работают. Для получения практической продуктивности нужно добывать газ с определенным противодавлением. Для каждого пласта существует «оптимальное рабочее давление» в скважине против пласта.

Это оптимальное давление и определяет «практическую продуктивность». Его выражают в процентах от давления в скважине, сполна закрытой, т. е. от того давления, которое во время добычи имеется в пласте в удалении от скважины, там, где пласт еще не истощен.

Детальное изучение газовых месторождений района Осэдж в штате Оклахома показало, что оптимальное рабочее давление в пласте около скважины, т. е. абсолютное давление на дне скважины во время эксплоатации составляет 90% давления на дне скважины, сполна закрытой, и что практическая продуктивность скважины при таком давлении составляет 20% дебита скважины, сполна открытой. Для эксплоатации района Осэдж и был установлен этот способ, получивший название «?90-процентный метод».

90-процентный метод распространился и в некоторых других газоносных районах США.

Исследование прочих газоносных районав Оклахомы показало, что „практическая продуктивность» скважин в них при 90% давления составляет 25% дебита скважины, сполна открытой.

Всякая газовая скважина более или менее значительного дебита есть газовый фонтан, так как газ сам выходит из скважины. Всякий газовый фонтан, как и нефтяной, должен быть отрегулирован. Газовый дебит еще более нуждается в регулировании, чем нефтяной, так как скорость вытекания газа из пласта во много раз больше скорости вытекания нефти.

РАЗРУШИТЕЛЬНЫЕ ПОСЛЕДСТВИЯ ЧРЕЗМЕРНОГО ДЕБИТА

Добыча газа из скважин с чрезмерным процентом отбора может иметь разрушительные последствия.

Если скважина дала очень большой дебит, выходящий из нее с громадной скоростью газ может выбросить обсадные трубы, разрушить вышку, раскрыть воду, размыть стенки скважины и превратить скважину в кратер. Это влечет за собой обводнение и гибель части месторождения, окружающей скважину. В истории газового и нефтяного дела было много таких случаев образования кратеров вследствие выхода из скважины громадных количеств газа с большой скоростью. В 1927 г. в газоносном районе Монро в штате Луизиана мы видели такой кратер, возникший из газовой скважины. Он представлял озеро грязной воды, длиной около 60 м, шириной — около 40 м. По нему в тихую погоду вздымались волны вышиной до 3 м. Это — газ подымал воду. В озере плавали обломки вышки. Все остальное провалилось в озеро или кратер. Ушло в атмосферу громадное количество газа.

Случаи превращения газовых фонтанов в кратеры были и в СССР.

Газ может сильнее разрушать стенки скважины, чем нефть, так как его скорость вытекания из пласта и протекания по скважине в десятки раз превышает скорость нефти, а скорость создает «скоростной напор», могущий превращаться в механическую работу.

При большой скорости газ выбрасывает породу пласта, выбрасывает камни, обсадные трубы и пр., разрушает стенки скважины и вышку, выбрасывает раскрывшуюся верхнюю воду и т. д. Вместе с тем в атмосферу уходит из пласта громадное количество газа.

Когда мы высказывали мнение, что при большом дебите скважины газ может итти по пласту к скважине с большой скоростью, некоторые исследователи нам возражали, говоря: газ по пласту даже при большом дебите идет медленно. При этом они основывались на формулах Дарси, Слихтера, Шривера, J1. С. Лейбензона и др. Действительно, в этих формулах есть поперечное сечение пористого пласта или его мощность. Если разделить Q м ъ \сек на поперечное сечение пористого пласта в м 2 _у получится малая скорость. Но одинакового равномерного течения газа по всей мощности пористого пласта никогда не бывает. Пласты имеют неоднородную структуру. Они содержат поры и каналы различных размеров и разного характера. Пласт обычно состоит из отдельных слоев различной пористости и разной проницаемости. В пласте есть самые разнообразные пути для газа: широкие и узкие: более или менее прямолинейные и извилистые; пути с пережимами; пути, кончающиеся тупиками; пути, поворачивающие обратно; хорошие,прямые широкие трещины с гладкими стенками; неровные, узкие, извилистые трещины; открытые трещины; засоренные или полуза-иолненные трещины; каверны и т. д. Особенно неоднородны пути в известняках и доломитах.

Газ к скважине идет, главным образом, по наиболее широким каналам, трещинам и порам. Он идет по избранным путям, и в них при большом дебите скважины он имеет большую скорость. По узким извилистым каналам он идет медленно. Одновременно с этим в мелкопористых частях пласта газ может стоять неподвижно. В пласте наблюдается явление движения газа обходными путями, причем значительная часть мощности пласта может остаться в стороне от движения газа.

Нельзя брать «среднюю скорость» для всей «эффективной пористости» или для всей мощности пласта. Средней скорости фактически не существует. Есть лишь фактические скорости и при том самые разнообразные. Главная масса газа, снабжающая скважину большого дебита, движется по избранным путям с очень большой скоростью. Лишь малая часть газа движется по пласту медленно. Вместо того, чтобы выводить какую-то среднюю скорость, деля Q м г /сек на площадь сечения пористого пласта, нужно диференцировать эффективную пористость по категориям и для каждой категории определить скорость.

Многие исследователи к движению газа в пористом пласте прилагают «законы фильтрации». Природный пласт не есть фильтр, аналогичный искусственному однородному фильтру.

С указанными явлениями столкнулись на нефтяных промыслах при вторичных способах добычи нефти, а именно — при нагнетании газа в пласт. Газ нагнетался через определенные скважины и должен был вытеснить нефть к эксплоатационным скважинам. Во многих случаях оказалось, что газ не шел равномерно по всему пласту и не вытеснял всю нефть, а прорывался по отдельным путям, обходя главную

массу нефт^. Это явление причинило много затруднений и оно до сих пор удовлетворительно не разрешено.

И. М. Муравьев и А. П. Крылов в 1940 г. 123 описали газовый фонтан скв. № 11 на месторождении Шонгар Бакинского района. Скважина имела глубину 1633 м, ив нее были спущены обсадные трубы следующего диаметра: 18″ до глубины 151 м, 14″ —до глубины 835 и 8″ — до глубины 1398 м. Все эти трубы были зацементированы. На устье скважины была фонтанная арматура, через которую и был пущен газ, когда начался газовый фонтан. Фонтанирование газа с песком проело фонтанную арматуру и сорвало ее. Газ начал бить открыто кз труб 8″. Он разрушил верхнюю часть вышки и нижнюю часть зацементированной колонны 8″. Газ выбрасывал большие куски сухой плотной глины, песок и куски стали от разрушенных труб. Этот фонтан удалось каптировать и снова установить фонтанную арматуру. Газ был пущен через штуцер диаметра 1,25″. Давление при этом перед штуцером было 60 ати, и скважина давала более 5000 тыс. м 124 газа в сутки. Фактическая скорость сжатого газа былавтруба^ диаметром 8″ 35 м/сек и в штуцере — 1410 м/сек.

Искусство эксплоатации газовых скважин заключается в том, чтобы не допустить большой скорости вытекания газа из пласта.

Если пласт состоит из рыхлого песка, то при большой скорости газ уносит с собой песок и, как говорят, «ставит пробку». Это явление выражается в том, что нижняя часть скважины до какой-то высоты заполняется песком. Высота пробки бывает разная. Промежутки между зернами песка заполняются мелкими частицами породы.

Скважина сначала уменьшает дебит, а затем совсем перестает давать газ, так как забита песком и мелкими частицами породы. Ее нужно чистить. Это—трудная и долговременная операция. За время чистки накапливается давление в пласте вокруг скважины. После того как пробка вычищена, а иногда даже^и тогда, когда еще не вся пробка вычищена, скопившийся газ выбрасывает остаток пробки и ставит новую пробку, и так далее в том же порядке, если на пласт при чистке пробки не оказывается нужное противодавление. Такая периодическая чистка, чередующаяся с новыми выбросами и новыми пробками, может длшься неделями и даже месяцами. В пласте вокруг скважины может образоваться каверна от выброшенного песка. Может обрушиться кровля пласта и расг крыться вода, которую при таких обстоятельствах вновь закрыть очень трудно, а иногда и невозможно.

Геолог В. П. Савченко дает конкретный пример образования пробок: 125

«Примером эксплоатации скважин с неустойчивыми породами на забое является эксплоатация скважин Приазовского газового месторождения близ Мелитополя. Газосодержащими породами здесь являются тончайшие прослои тонкозернистых песков, чередующихся с тонкими прослоями мягких глин, Мощность прослоя песка или глины часто не превышает 1 мм. При резком снижении давления газ благодаря увеличению скорости разрушает рабочий забой скважины и приводит к образованию песчано-глинистых пробок. Если же в скважину попадает вода, забойные породы превращаются в густую грязь, и скважина выходит из строя».

Язык воды. Конус воды. Преждевременное затопление

Если скважина находится недалеко от контура пластовой воды, чрезмерный отбор газа вызывает «язык воды», притягивающийся к скважине. Когда этот язык воды захватит скважину, добыча газа прекращается. При урегулированном отборе фронт воды приближался бы к скважине медленно, не образуя языка. Давление вдоль фронта выравнивалось бы, и скважина за время своей эксплоатационной

жизни могла бы дать газ с большой площади вокруг скважины, выше и ниже по пласту до первоначального фронта воды. Процент отбора должен быть таков, чтобы газ со всей этой большой площади успел поступить в скважину. Если эксплоатируется длинный ряд скважин_?

к2,3,41/5 естрШи H&ofamm газа

вытянутый параллельно фронту воды, Есе скважины должны экспло-атироваться с одинаковым противодавлением на пласт, чтобы по мере добычи газа пластовая вода двигалась к скважинам не отдельными языками, а прямолинейным фронтом, параллельным серии скважин или в виде длинной дуги большого радиуса. При чрезмерном отборе газа может получиться фронт воды, изображенный на фиг. 8.

При продолжении чрезмерного отбора языки воды могут захватить скважины и соединиться. Позади фронта воды в пласте будут захвачены водой островки газа или отдельные скопления его. Эти островки газа так и останутся недобытыми (фиг. 9). Местоположение и размеры их останутся неизвестными.

Если газоносный пласт имеет большую мошность и очень слабый наклон, пластовая вода может на значительном протяжении по восстанию слоев заполнять нижнюю часть пласта, а из верхней части скважины можно долгое время добывать газ, как это показано на фиг. 10.

При таких условиях нужно добывать газ также с малым процентом отбора. Если газ добывается с чрезмерным процентом отбора, получится картина, показанная на фиг. 11.

Чрезмерный отбор газа притягивает воду к скважине. Получаются «конусы воды». Они захватывают нижние части скважин. Приток газа в скважины сначала уменьшается, а затем прекращается. В промежутках между скважинами остался газ, который не будет добыт.

Пока еще в такую скважину, несполна захваченную конусом воды, продолжается приток газа, можно уменьшить процент отбора и увеличить противодавление на пласт. Этим иногда удается осадить конус воды, после чего приток газа в скважину может увеличиться. Аналогично можно поступить и с притягиванием, по фиг. 8 и 9, языков воды, причем конус воды легче осадить, чем язык воды. Но очень часто операторы, ведущие работы на газовом промысле, не разбираются в этих яилениях и не знают, что скважина захватывается кснусом или языком воды. Они думают, что вообще пласт водоносен, и вода идет по пласту вместе с газом, и что усиленный отбор воды поможет делу и вызовет увеличение притока газа, т. е. делают как раз противоположное тому, что надо делать. Убедившись, что усиленная откачка воды не помогла и скважина перестала давать газ, эти операторы успокаиваются, придя к заключению, что весь газ, какой могла дать скважина, добыт, и ликвидируют скважину. При правильном же проценте отбора такая скважина могла бы дать газа в несколько раз больше.

Фиг. 12 показывает скважину, заполненную конусом воды вследствие чрезмерного отбора газа. Вода дошла до кровли пласта и изолировала скважину от газа, находящегося в верхней и средней частях пласта вокруг скважины.

Е — модуль упругости в кг/см 2 ;

а — коэфициент линейного расширения, равный для стали

/₂— t_t— разность температур при охлаждении в °С.

Колонна обсадных труб, будучи спущена в скважину, висела на хомутах и имела напряжение растяжения от собственного веса. Затем с этим напряжением она в нижней части была зацементирована. К этому напряжению прибавляется напряжение, возникшее от сокра-щ ения длины колонны, когда внутри ее при чрезмерном отборе газа по шел очень холодный газ. Суммарное напряжение при большой глубине скважины может превысить крепость труб и они порвутся.

Цемент имеет почти такое же тепловое расширение, как сталь, но значительно меньшую крепость. Он не выдержит возникшего напряжения и растрескается или распадется на куски. Вода раскроется.

Закупорка пласта и скважины кристаллами соли

При чрезмерном дебите и большой скорости газ в некоторых месторождениях несет с собой капельножидкую воду. Он захватывает эту воду с уровня пластовой воды. При большой мощности и малом угле наклона пласта плоскость контакта газа и воды может иметь большие размеры, и над этой плоскостью быстро идет газ к скважине.

В газоносной части пласта в удалении от уровня пластовой воды могут быть углубления подсшеы пласта, и в них могут оставаться скопления воды. Обычно такие водоемы содержат концентрированный рассол, так как представляют остаток от испарения более значительных скоплений.

Газ имеет сильно высушивающее действие. Он испаряет воду и уносит с собой в виде пара, а при быстром движении может уносить и капельно-жидкую соленую воду. Таким образом, приходя к скважине, газ может приносить воду и в виде пара, и в виде массы капель. Жидкая вода частично оседает в нижней части скважины и в пласте около скважины. Часть ее идет по скважине кверху.

При высушивающем действии газа жидкая вода в скважине и в пласте около скважины испаряется, оставляя кристаллики соли. Газ приносит новую воду, и она оставляет в скважине и в пласте новую соль. Постепенно пласт около скважины закупоривается солью. На поверхности обсадных и насосных труб оседает соль. Закупоривается солью фильтр. Иногда внутреннее пространство в нижней части насосной колонны почти сплошь зарастает солью. Закупориваются солью сифонные трубы. Такое явление констатировано в очень многих скважинах. Очистить от соли скважину можно, промывая ее горячей пресной водой. Но очистить от соли закупоренный около скважины пласт или очень трудно, или невозможно. Для таких скважин нужен малый процент отбора, чтобы газ не шел быстро и не нес с собой капли воды.

Меньший суммарный дебит

Если даже и не произойдет тех вредных последствий, которые указаны в предыдущих пунктах, эксплоатируемая с чрезмерным отбором газа скважина за время своей эксплоатационной жизни даст в сумме меньшее количество газа, чем такая же скважина, эксплоатируемая с рациональным процентом отбора (см. гл. VIII).

Примеры из практики

В СССР было много случаев гибели скважин и обводнения частей отдельных месторождений вследствие неурегулированных газовых фонтанов. Некоторые скважины превращались в кратеры.

Примером может послужить бурение на газовом месторождении «Дагестанские огни».

Здесь в начале 1929 г. было начато вращательное бурение скв. № 1. Нужное для бурения на газ оборудование не было заготовлено. Уже пробуривались газоносные породы, но обсадные трубы не были спущены. Верхняя вода не была закрыта, но газ оттеснял воду водоносных пластов от скважины. 22 июня 1929 г. с глубины 280 м из скважины, имевшей диаметр 20″ и не закрепленной трубами, ударил газовый фонтан. Дебит замерен не был, и фонтан, который не следовало допускать, не был урегулирован. Газ бил открытой струей в атмосферу. При таком состоянии скважины начали спускать в нее обсадные трубы диаметром 16″. С большим трудом удалось спустить трубы до глубины 152 м_у а дальше трубы не пошли. Газ бил все время сухой струей, выбрасывая глинистую пыль и куски породы.

Замеры дебита были произведены в июле и августе. Дебит колебался от 125 до 180 тыс. м 3 /сутки. Давление в скважине при этом было от 26 до 33 ати. Такой открытый фонтан бил до октября 1929 г.

Нижняя часть скважины была заполнена пробкой, состоявшей из кусков породы, и газ проходил сквозь эту пробку. Постепенно пробка подымалась. В октябре она достигала высоты 150 м над забоем скважины, а дебит в это время был 125 тыс. м 3 /сутки. Только в октябре устье колонны труб 16″ было закрыто задвижкой. Давление в закрытой скважине оказалось 29 ати. Скважину передали в эксплоатацию. Давление понижалось. 21 января 1930 г. оно было около 20 ати, но затем стало быстро падать. При эксплоатации сухая глинистая пробка в начале февраля поднялась до устья скважины. Причиной этого явился чрезмерный отбор газа при эксплоатации. Скважина внутри 16″ труб закупорилась пробкой, и вытекание газа почти прекратилось. Но по-за трубам газ поднимался, входил в верхние пористые пласты и уходил по ним в стороны от скважины. Возникли подземные потери газа. Вокруг скв. № 1 начали фонтанировать газом давно пробуренные мелкие скважины, до этого времени не дававшие газа. Были начаты работы по очистке скв. № 1 от пробки. Когда удавалось вычистить значительную часть пробки, из скважины шел газ, но затем вновь подымалась пробка, и скважина закупоривалась. 27 февраля удалось прочистить пробку до дна, и скважина начала выбрасывать на 15 м выше вышки куски плотной сланцеватой глины и глинистых сидеритов. После этого скважина внутри 16″ труб окончательно закупорилась пробкой, но по-за трубам газ шел в верхние пористые пласты и трещины и по ним уходил в сторону от скважины. Он дошел под землей до жилых домов стекольного завода.

Произошли взрывы. Жильцы трех больших домов были спешно выселены. Эти дома находились на расстоянии 300 м и более от скв. № 1. Во многих местах вокруг скв. № 1 газ выходил из трещин на поверхность и рассеивался в атмосферу. В. Д. Голубятников, описавший вышеуказанные работы, 126 считает, что:

«Если бы скв. № 1 была проведена технически правильно и не имела пробки, ее дебит был бы не 180 тыс. м 3 /сутки, а гораздо больше».

Мы думаем, что судя по давлению, глубине и диаметру, дебит был более 1 млн. м 3 /сутки, но этот газ из пласта шел в скважине между трубами 16″ и породой и уходил в верхние пористые пласты и трещины.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАЦИОНАЛЬНОГО ПРОЦЕНТА ОТБОРА

Факторы, от которых зависит установление процента отбора

Процент отбора устанавливается в зависимости от следующих факторов:

1. Характер газоносного пласта. Главным образом, его крепость или рыхлость, устойчивость в механическом отношении или неустойчивость.

2. Первоначальное давление в пласте.

3. Первоначальный дебит в открытом состоянии.

4. Режим месторождения.

5. Характер кривой «давление—процент отбора».

6. Темп понижения давления при эксплоатации.

7. Расстояние между скважинами.

Кроме того, надо принимать во внимание экономические факторы:

1. Требование на газ, возможность сбыта или применения газа; экономическая нужда в газе.

2. Географические, технические и экономические условия транспорта и сбыта газа при его утилизации.

Иногда нужда в газе настолько велика, что приходится повысить процент отбора. С другой стороны, иногда вновь найденный газ не имеет достаточного сбыта, и приходится понижать процент отбора.

Характер газоносного пласта

Материал, сцементировавший зерна

1 Влияние геологического времени и давления на уплотнение пород хорошо охарактеризовано L. F. Athy в статье „Density, Porosity and Gompaction of Sedimentary Rocks». «Bull. Amer. Assoc, of Petroleum Geol.», 1930, XIV, № 1, стр. 1-24. Даны кривые уплотнения. О том же писал несколько раньше Н. D. Hedterg.

Наиболее крепко зерна песчаника связывает кремнезем. Есть и другие вещества, могущие цементировать зерна песчаника. Обычна более древние пласты сильнее сцементированы, чем более молодые

Породы, содержащие нефть и газ в Бакинском районе, имеют молодой геологический возраст. Они относятся к верхнетретичным слоям и представляют пески или очень рыхлые песчаники. При большой добыче песок прямо плывет в скважину. При добыче газа из таких, пластов необходимо устанавливать малый процент отбора.

Пласты Грозненского района относятся к более древним слоям, чем Бакинского, и большею частью представляют песчаники различной устойчивости. Эти третичные песчаники нельзя считать очень крепкими и устойчивыми. Для них не следует устанавливать высокий процент отбора.

Газоносные пласты Бугурусланского района относятся к пермской системе и представляют довольно устойчивые известняки и доломиты. Газ содержится не только в порах и каналах пласта, а также и в трещинах. Для этих пластов можно применять повышенный отбор газа, если позволяют другие факторы.

Газоносные пласты СедьтИольского месторождения и Ухтинского района относятся к девону и представляют крепкие устойчивые песчаники, содержащие много трещин. Для этих пластов можно также принять повышенный процент отбора.

Повидимому, есть много трещин и в газоносных пластах Волго-Уральской области, относящихся к пермской, каменноугольной и девонской системам. Трещины могут служить прекрасными путями для газа. По ним газ может итти в больших количествах и с очень далеких расстояний. Но многие трещины имеют орогеническое происхождение. По ним могла быть большая или малая передвижка породы. Могут встречаться настоящие сбросовые трещины. Даже очень малая передвижка по трещинам сопровождалась перетиранием породы. Возникали пыль и мелкие перетертые частицы породы, особенно в карбонатных пластах. Скважина, пересекшая в газоносном пласте открытую трещину, может дать очень большой дебит газа. Но она пересекает трещину лишь на малом протяжении. Окно, которым трещина выходит в скважину, обычно имеет малую длину, и через это маленькое окно при большом дебите должно пройти очень много газа_у несущего пыль и мелкие кусочки породы. Весь этот материал при большом проценте отбора не успеет проскочить в скважину. Большая часть его застрянет в узкой трещине и в порах и каналах пласта. Пласт вокруг скважины может закупориться.

Крепость известняков ниже крепости плотных крепких устойчивых песчаников. Неурегулированный газовый фонтан может выбрасывать из скважины отдельные куски известняка.

Вышеприведенное заключение, что геологический возраст и глубина залегания увеличивают крепость пласта, допускает большие исключения.

Поэтому одним только возрастом пласта и глубиной залегания нельзя руководствоваться. Необходимо непосредственно исследовать качества и крепость пласта. Для этого из пласта нужно в нескольких скважинах взять керны. Исследования на крепость производятся по методам инженерной геологии. Определяется крепость на раздавливание, на размыв струей газа и пр.

Первоначальное давление в пласте и первоначальный дебит в открытом состоянии

Эти два фактора связаны. Дебит есть функция давления. Но и последующее давление зависит от дебита. Большая добыча сильно снижает давление.

Если газоносный пласт имеет очень большое давление и может давать очень большую добычу газа, нельзя добывать газ с высоким процентом отбора. При чрезмерном проценте отбора могут произойти те вредные последствия, которые указаны выше (пробки, образования кратера и пр.). Чем выше первоначальное давление и первоначальный дебитв открытом состоянии, тем ниже надо установить процент отбора.

Предположим, что в новом газоносном районе пробурена скважина. В закрытом состоянии она показала давление более 200 ати и, будучи открыта, показала дебит 2000тыс. м г /сутки. Если есть сбыт для газа и если установлены 25% отбора, получается громадная добыча, 500тыс. м г /сутки. При этом проценте отбора разница в давлениях в скважине и в пласте в удалении от скважины будет большая. При очень большом давлении в пласте и большом перепаде давления возможны вредные последствия, перечисленные в предыдущей главе. Для такой скважины нужно установить малый процент отбора. Если пласт крепкий и устойчивый, газ не несет пыли и контур пластовой воды далеко, можно установить, например, 10% отбора, и при таком проценте будет получаться большая добыча — 200 тыс. м*/сутки. Но если пласт залегает в верхнетретичных слоях и состоит из песка, который может итти вместе с газом в скважину, или скважина даже при крепком пласте находится недалеко от контура пластовой воды, повидимому, придется назначить около 5% отбора.

Теперь предположим, что в другом районе пробуренная скважина показала давление в закрытом состоянии 10 ати и дебит в открытом состоянии 20 000 м ъ /сутки. 25% от этого количества составит 5 ООО м г /сутки. Если пласт состоит из устойчивого песчаника или известняка, а не из песка, скорость газа будет невелика и можно не опасаться вредных последствий, изложенных выше.

Обычно первоначальное давление в пласте есть функция глубины его залегания. Чем глубже лежит пласт, тем большее давление в нем можно ожидать. В среднем на каждые 10—12 м глубины давление увеличивается на 1 am. Но это далеко не всегда бывает так. Есть многочисленные случаи ненормально высоких и ненормально низких давлений. По достижении газоносного пласта и по освоении сква жлны нужно непосредственно замерить: 1) давление в скважине, сполна закрытой и 2) дебит скважины, сполна открытой.

Это — первоначальная краткая характеристика скважины и пласта. Конечно, при таких замерах скважина должна быть очищена, и в ней не должно быть глинистого раствора, грязи, воды и обвала. Поверхность газоносного пласта вокруг скважины также должна быть чистая. Пласт не должен быть засорен и замазан глинистым раствором.

Для замера дебита скважины, сполна открытой, при большом давлении нет надобности сполна открывать скважину. Это — опасно. Есть способы определения дебита скважины, сполна открытой, без ¦открывания скважины в атмосферу. Об этом будет сказано в отделе определения дебита газа.

При рациональной эксплоатации давление в пласте понижается очень медленно, и во время этого медленного понижения можно успеть добыть много газа. По извлечении из пласта больших суммарных количеств газа давление в пласте испытает значительное понижение. При небольшом давлении в пласте уже нет оснований опасаться тех вредных последствий, которые указаны в предыдущей главе. Можно повышать процент отбора. Постепенно он доводится до 100%, т. е. при малом давлении из скважины берется все, что она дает, без искусственного противодавления на пласт. В конце эксплоатации, если это будет выгодно, можно применить вакуум на пласт, т, е. высасывать газ из пласта компрессорами, создающими на приёме значительный вакуум.

В начале разработки месторождения, по выяснении его основной характеристики, нужно составить план снижения давления и повышения процента отбора. Впоследствии этот план должен корректироваться и уточняться в соответствии с новыми данными, выясняющимися при разработке месторождения, на основе систематического наблюдения над скважинами.

С. Герольд признает три режима: гидравлический, волюметрический и капиллярный. В первых двух режимах, по мнению Герольда, главной силой, двигающей жидкость или газ по пласту к скважине, является боковое давление пластовой воды, а в третьем режиме давление газа, причем в третьем режиме большое значение имеет явление Жамена, т. е. возникновение пузырьков газа, задерживающих движение жидкости по пласту. Эти три режима С. Герольд охарактеризовал многочисленными математическими формулами и кривыми.

По нашему мнению, теория С. Герольда не соответствует действительности. Фактически дело обстоит иначе. Нужна новая теория режимов.

В газовых месторождениях, не содержащих нефти, мы различаем два режима, как это указано в табл. 7.

Сила, двигающая газ по пласту к скважине

Давление пластовой воды Давление и расширение газа

Гидравлический режим имеют те месторождения, в которых есть боковое давление пластовой воды, и при отборе газа из пласта уровень пластовой воды поднимается. При добыче газа вода постепенно продвигается по пласту. Гидравлический режим иногда называют водонапорным.

Газовый режим имеют те газовые месторождения, в которых уровень пластовой воды при эксплоатации не поднимается.

В месторождениях газового режима нужно различать две силы:

1) давление газа и 2) расширение газа. Вторая сила обязана неограниченной эластичности газа, имеющей громадное практическое значение. Жидкости и твердые тела не имеют и тысячной доли этой эластичности. Расширяясь при добыче и при понижении давления, остающийся газ занимает все поры, из которых ушло вещество при добыче, и продолжает оказывать давление на остающееся вещество, тогда как в случае добычи жидкости остающаяся жидкость может и не заполнить все те поры, из которых ушло добытое вещество.

Гидравлический режим. Продвижение фронта воды по пласту при гидравлическом режиме идет очень медленно —в большинстве случаев со скоростью от 16 до 65 м/год. При добыче газа надо использовать это продвижение, так как при гидравлическом режиме отдача пласта выше, чем при газовом. По окончании разработки месторождения, имевшего газовый режим, в пласте остается некоторое количество газа. Оно равно сумме объёма пор, помноженной на число атмосфер остаточного абсолютного давления. При гидравлическом режиме вода вытесняет в скважины и этот газ, заполняя все поры.

Газы на поверхности твердых тел образуют сгущенную пленку. Суммарная внутренняя поверхность пор, каналов и трещин в пласте очень велика. Она покрыта сгущенной пленкой газа. Давление газа в этой пленке выше, чем давление остального газа в порах. Эта пленка остается по окончании эксплоатации. Есть основания думать, что вода смывает эту пленку и вытесняет газ в скважины. Количество газа в такой пленке еще никто не подсчитывал, но, повидимому, оно составило бы существенную прибавку к обычным расчетам.

Для добычи газа при гидравлическом режиме не следует устанавливать высокий процент отбора. Фронт воды по пласту движется медленно. Нужно добывать газ в меру движения этого фронта. Если темп добычи газа будет превосходить темп продвижения пластовой воды, добыча пойдет за счет давления и расширения газа, т. е. мы экс-плоатацию при гидравлическом режиме превращаем в эксплоатацию при газовом режиме. Делать это не следует, так как гидравлический режим выгоднее газового. Не следует срывать гидравлический режим эксплоатации. При рациональном использовании гидравлического режима фронт воды вытянут параллельно пластовым горизонталям <изогипсам пласта) и постепенно переходит с одной горизонтали на другую. Он изогнут по форме месторождения. На крыле длинной антиклинали он вытянут более или менее прямолинейно. На крыле купола он имеет форму дуги большого радиуса. Параллельно этому фронту в надлежащем удалении должна быть расположена серия скважин. Она будет стоять на какой-нибудь более высокой изогипсе пласта. При срыве гидравлического режима эксплоатации, т. е. при слишком быстром и чрезмерном понижении давления в отдельных пунктах пласта у скважин вода ринется к этим пунктам. Правильный фронт воды сломается. Вода пойдет по наиболее пористым прослойкам. Возникнут языки и конусы воды.

При гидравлическом режиме главной силой, двигающей газ по пласту к скважинам, является давление воды. Нужно добывать только тот газ, который вытесняет из пор пластовая вода, поднимающаяся по пласту при правильном продвижении фронта воды. Если нормальная скорость продвижения воды известна, и известны мощность и пористость пласта, легко определить количество газа, вытесняемого водой за год. Вот только этот газ и можно добывать. При этих условиях мы не используем и не тратим силы давления и расширения самого газа и не срываем гидравлический режим эксплоатации. Рассмотрим пример.

Предположим, что мы разрабатываем крупное месторождение гидравлического режима по схеме, показанной на фиг. 13.

Месторождение представляет удлиненный купол. Сплошная линия— фронт воды, расположившийся по изогипсе пласта. Длина фронта воды 100 км. На расстоянии 1 км от фронта воды по другой изогипсе поставлены 100 скважин. Расстояния между скважинами 1 км. Пласт состоит из песчаника. Мощность пласта 10 м. Пористость 20%. Первоначальное давление в пласте 100 ата. Дебит скважины, сполна открытой, более 300 тыс. м ъ \сутки. Нормальная скорость правильного продвижения фронта воды при эксплоатации —ЬОм/год.

Спрашивается, какой процент отбора нужно установить?

Производим следующие вычисления.

За год вода наполнит:

Следовательно, его давление не уменьшилось. Заранее ставим следующую серию скважин на расстоянии 1 км от первой серии и вводим их в эксплоатацию, и т. д. в том же порядке.

Понижение давления при гидравлическом режиме. В некоторых месторождениях гидравлического режима скорость продвижения фронта воды при эксплоатации постепенна понижается. Это уменьшение скорости нужно учесть и соответственно повышать процент отбора. Однако, этот вопрос не всегда решается так. Нужно выяснить, по какой причине уменьшается скорость продвижения воды. Причины могут быть разные. Входить в детальное изложение этого вопроса здесь мы не будем. Рассмотрим лишь те случаи, когда уменьшение скорости вызвано понижением давления, которое гонит воду по пласту. Принято связывать это давление с поверхностными водами, входящими в обнажение пласта, находящееся на много выше газоносной части пласта месторождения. Это давление передается по пласту через синклиналь. Если в месторождении газоносный пласт имеет очень малый наклон, при подъёме воды по такому пласту не наблюдается заметного понижения давления пластовой воды. При крутом падении слоев может получиться другая картина.

На фиг. 14 дана схема месторождения, имеющего крутое падение слоев. Предположим, что первоначальный уровень пластовой воды

был на линии А, при добыче газа он поднимался и дошел до линии Б_ На этой линии давление воды будет меньше, чем на линии А, так как раньше от Л до Б был газ, а теперь соленая вода.

Если понижение давления на линии Б вызовет понижение ско^-рости дальнейшего продвижения воды, придется из пласта взять некоторое количество газа за счет давления и расширения самого газа и несколько понизить давление в газовой территории пласта.. Если мы это не сделаем, фронт воды, замедляясь, рано или поздно совсем перестанет подниматься, а нам для полной отдачи пласта нужно, чтобы вода подымалась. Сколько надо взять газа за счет давления и расширения самого газа, легко вычислить. Мы должны сосчитать два объёма газа для добычи за год:

1. Сколько можно добыть газа за счет продвижения фронта воды и

2. Сколько надо добыть газа за счет давления и расширения газа.

Эти две цифры сложить и сумму распределить по скважинам.. Отношение суммы к суммарному дебиту скважин, сполна открытых* и даст процент отбора.

При определении количества, которое можно добыть за счет давления и расширения газа, нужно руководствоваться следующим принципом.

Мы должны максимально использовать силу давления пластовой воды и экономно расходовать силы давления и расширения газа* Но при использовании давления воды мы должны допускать только нормальную первоначальную скорость продвижения фронта воды. Чрезмерную скорость вызывать не следует. Нужно принимать меры и против уменьшения этой скорости. Её мы можем регулировать отбором газа, т. е. изменением того противодавления, которое сжатый газ оказывает на уровень воды. Если, например, первоначальная скорость продвижения фронта воды была 50 м/год и никаких вредных последствий при эт*ом не было, нужно эту скорость сохранить и на будущее время. Если она начала уменьшаться, нужно повысить процент отбора.

Если скорость продвижения воды в некоторые периоды времени неизвестна, о ней можно судить по давлению в скважинах при эксплоатации, а затем эти цифры надо корректировать, когда вода дойдет до ближайшей серии эксплоатационных скважин.

Если в некоторых скважинах серии, расположенной на одной изогипсе, вода покажется раньше, чем в других скважинах этой серии, нужно в этих скважинах понизить процент отбора, чтобы увеличением противодавления задержать ненормальные выступы фронта воды. Противодавлением или отбором нужно выравнивать* фронт воды₀ Он должен всегда располагаться по одной изогипсе пласта и одинаково равномерно переходить на более высокую изо гипсу.

В. П. Савченко на сгр. 6 упомянутого выше (стр. 33) доклада пишет:

«Во II пачке Верея Елшакского газового месторождения имеются два газоносных горизонта общей мощностью 10—12 м. Газовая залежь имеет крыльевую воду. Газоносные породы высоко^роницаемы^ так как дебит газа в некоторых скважинах доходил до 500 тыс.

м*/сутки. Первоначальное пластовое давление газа в этой пачке достигало 38 ата. Разработка пачки йачалась в октябре 1942 г., но уже к середине 1943 г. давление в залежи понизилось до 28 ата, а к февралю 1944 г. —до 18—20 ата. Количество газа, полученное в результате продвижения крыльевой воды, по предварительным данным, составляет значительно меньше половины всего добытого из этой залежи газа».

Таким образом, здесь при гидравлическом режиме добыча газа шла, главным образом, за счет давления и расширения остающегося газа, так как процент отбора был чрезмерный.

На стр. 8 В. П. Савченко пишет:

«Скважина № 10, берущая газ из устойчивых пород II пачки Верея Елшанского месторождения, имела начальный свободный дебит около 460 тыс. м 3 /сутки. В процессе эксплоатации из нее отбиралось около 230 тыс. м 3 /сутки, что составляет около 50% от свободного дебита. Скважина № 1, берущая газ из тех же устойчивых пород II пачки, в самом начале эксплоатации подтянула подошвенную воду. Скважина эксплоатировалась при большом перепаде давления».

Газовый режим. При газовом режиме можно устанавливать более высокий процент отбора, чем при гидравлическом, и в этом случае размер процента отбора устанавливается в зависимости от других факторов.

Характер кривой «рабочее давление — про-цент отбора». Если устье скважины герметически закрыть, можно при помощи манометра, поставленного на газовой головке, определить давление в скважине. Это будет «давление у устья скважины».

Для характеристики скважины и пласта нужно знать «абсолютное давление в пласте». Манометр показывает давление сверх атмосферного (ати). Чтобы получить абсолютное давление (ата), нужно прибавить давление атмосферы. К полученной цифре нужно прибавить еще вес столба сжатого газа в скважине, выраженный в кг/см 2 или в атмосферах, и получится «абсолютное давление в пласте».* Высоту столба газа надо брать от устья скважины до средины газового пласта. Вес столба газа в скважине зависит от пяти величин:

1) уд. веса газа, при стандартных условиях,

2) температуры газа,

4) глубины залегания пласта,

5) отклонения, от законов совершенных газов.

Зная эти пять величин, можно очень точно определить по формуле или по таблицам, какое давление оказывает на дно скважины вес находящегося в ней газа. При определении давления в скважине, сполна закрытой, необходимо выждать, чтобы наступила «стабилизация давления». Если перед этим определением скважина была в эксплоатации, то после закрытия устья скважины в ней нарастает давление сначала быстро, а потом все медленнее и медленнее. Это подходит к скважине по пласту газ из неистощенных частей пласта. В пласте устанавливается равновесие. Когда манометр на устье закрытой скважины перестал показывать повышение давления, показываемое им максимальное давление соответствует давлению в неистощенной территории газового пласта. Его можно назвать статическим давлением или давлением в скважине, сполна закрытой (Р_тах).

Для определения «дебита скважины, сполна открытой», нужно открыть скважину так, чтобы газ свободно вытекал в атмосферу, и выждать «стабилизацию вытекания». В некоторых скважинах стабилизация устанавливается через короткое время, например через 15 или 30 мин. В большинстве скважин для этого требуется около 1,5 часов и более. По установлении стабилизации вытекания замеряют дебит газа трубкой Пито или прибором орифайс.

Таким образом мы имем две крайние точки для диаграммы:

1. Самая верхняя точка на оси ординат. Скважина сполна закрыта. Давление—максимальное. Дебит равен нулю.

2. Крайняя справа точка на оси абсцисс. Скважина сполна открыта. Дебит максимальный. Давление у устья скважины равно атмосферному.

Теперь надо найти промежуточные точки.

Для этого мы производим ряд замеров дебита и давления при различных процентах отбора, выпуская из скважины газ через суженное отверстие (орифайс или чок-ниппель). Размер этого отверстия определяет дебит.

Полный стандартный набор в США содержит девять пластинок или чок-ниппелей, имеющих следующие диаметры отверстий (табл. 8):

Чем больше процент отбора, тем меньше то давление в пласте у скважины, при котором получается этот дебит. Каждая скважина имеет определенное соотношение между процентом отбора и давлением при этом отборе. Многие скважины показали такое соотношение.

При отборе 20% максимального дебита давление в скважине понизилось только на 5%, т. е. составляло 95% давления скважины, сполна закрытой. При отборе 31% рабочее давление составляло 90% давления закрытой скважины. При отборе 50% — 80% и т. д. Диаграмма таких скважин дана на фиг. 15 и выражена кривой Л. Очень многие скважины ведут себя по этой кривой или по кривым, близким к ней. Стало быть, для добывания 25% максимального дебита совсем не нужно понижать давление в скважине на 25%. При отборе 25% рабочее давление в скважине будет только на 7,3% меньше давления в скважине, сполна закрытой. Эта кривая по форме близка к параболе. Но есть и другие типы кривых. Есть месторождения, где скважины показали иные соотношения дебита и давления.

В общем все разнообразие этих соотношений можно свести к трем типам кривых, изображенных на фиг. 16. Верхняя кривая этого чертежа— кривая Л, изображенная на фиг. 15. Она наиболее выгодна для эксплоатации. Кривая Б для получения определенного дебита требует более значительного снижения давления, чем кривая Л. Наименее выгодна кривая В. Есть и промежуточные типы.

Характер кривой зависит от следующих факторов:

1. Мощность газоносного пласта. Площадь распространения газоносной части пласта. Суммарный объём пор, наполненных газом.

2. Давление в пласте.

3. Пористость, проницаемость, плотность и устойчивость пласта.. Присутствие или отсутствие трещин. Размеры трещин.

4. Режим месторождения.

5. Глубина и диаметр скважины и др.

Наиболее распространен тип Л. Скважины типа Б встречаются реже, В — еще реже. Газовая скважина № 42 Калиновского купола, Бугурусланского района дала кривую типа Л.

Каждая из трех кривых фиг. 16 является представителем целого семейства кривых, близких к ней по форме. В табл. 9 сопоставлены дебит и давление в скважинах трех основных типов.

О 10 20 30 40_о 50 60 70 80 90 ЮО

Дебит и давление в скважинах трех типов

Давление в % от давления в скважине, сполна закрытой. Давление у устья скважины сверх атмосферного

Дебит в % от дебита скважины, сполна открытой

Скважины типа А при 66% максимального давления дают 66%максимального дебита.

Скважины типа Б при 60,75% максимального давления дают 60,75% максимального дебита.

Скважины типа В при 51 % максимального давления дают 51 % максимального дебита.

Первый столбец таблицы показывает давление у устья скважины сверх атмосферного. Истинная характеристика скважины и пласта должна показывать абсолютное давление в пласте, а не у устья. Но так как кривые Д, Б и В есть относительные кривые, выраженные в процентах, а не в атмосферах и кубических метрах, можно в таблице вместо давления в пласте писать давление у устья. Вес столба сжатого газа в скважине, который надо прибавить к давлению у устья закрытой скважины, изменяется пропорционально давлению. Для скважин, частично или сполна открытых, чтобы получить давление в пласте, нужно к давлению у устья, кроме веса столба газа, прибавить потери на трение и внутреннюю турбулентность при движении газа в скважине. Точные цифры для этих потерь получить трудно, но если во время частичного отбора газа из насосных (фонтанных) труб замерять у устья давление в кольцевом пространстве между насосными и обсадными трубами, где газ стоит неподвижно, потерю на трение и турбулентность к этому давлению прибавлять не нужно. В результате соотношения размеров дебита и давления для давления в пласте будут такие же, как показано в табл. 9. Нуль оси ординат есть атмосферное давление у устья скважины, сполна открытой.

Характер кривой «давление — процент отбора» есть важный фактор, влияющий на установление процента отбора. Фиг. 16 и табл. 9 показывают, как влияет этот фактор. Если скважина имеет кривую типа А, нет возражений против установления наивысшего размера процента отбора, какой допускают другие факторы. Если скважина работает по кривой типа Б_у процент отбора должен быть ниже, чем допускаемый по кривой А. Для скважины типа В нужно устанавливать наиболее низкий процент отбора, допускаемый экономическими факторами.

Предположим, например, что мы установили 30% отбора. При таком проценте отбора скважины типа В сразу снизят давление в пласте около скважины на 38%, что недопустимо. Скважины типа Б при 30% отбора снизят давление в пласте на 21%. Такое снижение давления явно нежелательно.

Вообще желательно в начале эксплоатации скважины снижать давление не более, чем на 15%. При таком снижении давления процент отбора для скважины типа Б получается равным 15%, а для скважины типа В — 5%. Для скважин типа А можно установить снижение давления на 7%, при котором процент отбора будет равен 24%. Это будет правильное и экономное использование природного давления.

Темп понижения давления 128 и дебита при эксплоатации. Разные месторождения имеют различный темп понижения давления и дебита при эксплоатацй**. Есть месторождения, в которых давление и дебит при эксплоатации понижаются очень медленно. К числу их относится, например, крупное месторождение Хьюготон в Канзасе. Есть месторождения, в которых даже при небольшом проценте отбора давление быстро падает, а следовательно, падает и дебит. К числу таких месторождений, например, относятся многие месторождения малых и средних размеров в районе Огайо, Пенсильвании и Нью Иорк, в которых газ залегает в плотных песчаниках девона. Темп понижения давления и дебита — очень сложное свойство и зависит от многих обстоятельств.

Чем быстрее понижается пластовое давление при эксплоатации, тем меньше должен быть процент отбора. Процент отбора должен быть обратно пропорционален скорости понижения давления, но в разумных пределах. Это значит, что все-таки скважина при быстром снижении давления должна давать промышленный дебит, но она будет иметь более короткую жизнь; Темп понижения давления выясняется после некоторого периода эксплоатации. Для этого надо периодически на короткое время останавливать эксплоатацию и манометром производить замеры давления в сполна закрытой скважине.

Расстояния между скважинами. При больших расстояниях между скважинами эти расстояния не являются фактором, влияющим на установление процента отбора. Но если расстояния меньше нормальных или меньше рациональных, нужно уменьшить и процент отбора. При обсуждении вопроса о допустимом дебите можно исходить из размеров площади и назначать определенный суточный дебит на единицу площади или на определенное число гектаро-метров площади и мощности пласта, а число скважин может явиться вопросом подчиненным, в связи с этим окажется подчиненным и вопрос о проценте отбора. Предположим, что для какого-нибудь района признано допустимым извлекать ежедневно по 1 ООО тыс. м г газа с каждых 10 км 2 площади, и при нормальном расстоянии между скважинами это составляет 25% отбора. Предположим, что расстояние между скважинами 1 км и дебит открытой скважины — 400 тыс. м 3 /сутки. Можно уменьшить расстояние и поставить не 10 скважин, а больше. Но в таком случае допустимый дебит на каждую скважину будет меньше, и придется понизить процент отбора пропорционально квадратам расстояний. Это не будет правильным решением вопроса, так как при уменьшенных расстояниях и дебит открытых скважин может оказаться меньше. Однако он уменьшится не пропорционально квадратам расстояний.

В штате Луизиана разрешалось отбирать из газовых скважин не более 20% дебита открытой скважины. В 1924 г. этот закон был изменен. Процент отбора был поставлен в зависимость от площади, приходящейся на скважину. При больших расстояниях между скважинами разрешалось отбирать до 24%. При уменьшении расстояний этот процент уменьшался сначала медленно, а затем быстрее. При уменьшении расстояний до 50% от нормального процент отбора уменьшался на 25% и т. д. При очень малых расстояниях разрешалось отбирать не более 7%. Установленные проценты отбора не разрешается повышать даже при истощении месторождения.

В СССР можно принять более правильную установку. Расстояния нужно нормировать отдельно от процента отбора. Расстояния между скважинами не должны быть чрезмерно малыми. В соответствии с этим и процент отбора не должен быть чрезмерно малым. Он устанавливается в зависимости от других факторов.

Однако могут быть случаи, когда какой-нибудь трест располагает газовые скважины слишком близко одну от другой. Таким скважинам надо дать пониженный процент отбора, например, пропорционально расстояниям, а не квадратам расстояний. Например, если расстояние между скважинами вдвое меньше нормального, процент отбора должен быть вдвое меньше установленного для нормальных расстояний.

ДОБЫЧА ГАЗА ПРИ ОПРЕДЕЛЕННОМ ПРОЦЕНТЕ ОТБОРА

Отбор газа через штуцер

При эксплоатации газовой скважины газ сам выходит из скважины. Его не требуется ни высасывать из пласта, ни поднимать по скважине. Газ выходит из пласта и поднимается по скважине за счет давления и расширения самого газа. Для добычи нужен лишь перепад давления. У устья скважины давление должно быть ниже, чем в пласте. Вся добыча заключается в регулировании дебита и давления. Для рациональной добычи нужно установить рациональный перепад давления. Давление у устья создаёт обратное давление на пласт или противодавление при добыче. Нужное противодавление достигается установлением определенного процента отбора. В предыдущей главе было разъяснено, что в большинстве случаев при большом давлении в пласте в начале эксплоатации желательно держать противодавление не ниже 90% давления в пласте.

Для практического осуществления установленного процента отбора применяется очень простое оборудование. Из скважины газ выпускается в газопровод через суженное отверстие, имеющее определенный диаметр. Для этого в газопровод около скважины вставляется штуцер. В США этот прибор называется «бин» или «фло-бин».

Штуцера бывают разной формы и разного устройства. В большинстве случаев для добычи газа применяются стандартные приборы двух категорий:

Они удобны тем, что к ним имеются формулы и таблицы. Есть регулируемые штуцера, в которых можно изменять диаметр отверстия. Но к ним нет таблиц.

Чок-ниппель изображен на фиг. 17. Это толстостенный стальной цилиндр длиной 12″ наружного диаметра 2″. На концах он имеет флянцы или наружную резьбу для присоединения к газопроводу. Внутри цилиндра сделан канал круглого сечения. На протяжении

2,5″ от каждого конца этот канал имеет диаметр 1,5″. Затем на протяжении 0,5″ этот канал имеет форму конуса и суживается до того малого диаметра, который и является фактическим и номинальным диаметром чок-ниппеля. Эта узкая часть канала имеет круглое сечение и длину 6″. Она находится в середине цилиндра и соединяет оба широких канала. Через нее и идет газ, имея в этом месте самый узкий проход, определяющий дебит газа. Есть разные размеры диаметров этих узких каналов. Полный комплект стандартных чок-ниппе лей содержит 9 чок-ниппе лей. Диаметры их узких каналов указаны в табл. 8.

Чок-ниппе ли делаются из хорошей крепкой стали. Они устанавливаются так, чтобы их можно было вынимать и заменять новыми, не останавливая вытекания установленных количеств газа. Поэтому фланцевое соединение удобнее резьбы и муфты (фиг. 18). Чок-ниппели ставятся на газопроводе недалеко от устья скважины. Для этого газопровод на коротком протяжении разделяется на две ветви, которые потом соединяются в один газопровод. В каждую ветвь вставлен чок-ниппель.

Но газ идет только по одной ветви, а другая закрыта. Если нужно переменить чок-ниппель на другой, например более значительного диаметра, или если чок-ниппель износился или расширился, о чем узнают по счетчику, поставленному на газопроводе после чок-ниппеля, и по манометру, поставленному до чок-ниппеля, закрывают ветвь, по которой шел газ, и одновременно открывают другую ветвь, а из прежней ветви вынимают старый чок-ниппель и заменяют его новым. Это устройство показано на фиг. 19. По обе стороны от чок-ниппеля на каждой ветви находятся задвижки.

газовая головка (герметическая крышка), надетая на водозакрывающую колонну обсадных труб;

отвод из этой крышки для присоединения к газопроводу; манометр на головке или на газопроводе между скважиной и чок-ниппелем;

два чок-ниппеля на газопроводе около скважины; счетчик для замера количества протекающего газа на газопроводе после чок-ниппеля.

Полезно иметь термометр, пропущенный в скважину ниже газовой головки.

Следует также замерять давление в газопроводе после чок-ниппеля. Манометры и счетчик нужны, главным образом, в первое время после начала эксплоатации скважины. Впоследствии, когда характер скважины определился и она при установленном проценте отбора дает продолжительное время почти одинаковое количество газа при давлении, почти постоянном или понижающемся очень медленно,

манометры и счетчик можно снять, поставиа в пунктах их присоединения пробки. Затем Давление и дебит можно замерять периодически.

При эксплоатации давление в пласте и рабочее давление в скважине по мере истощения пласта постепенно понижаются. При малом проценте отбора это понижение бывает очень медленное. Чок-ниппель установленного диаметра при понизившемся давлении начинает про-пускать меньше газа. Тогда можно увеличить процент отбора. Для этого надо поставить новый чок-ниппель более значительного диаметра, а именно следующий номер по табл. 8. Если при понизившемся давлении сохранить прежний чок-ниппель, дебит будет меньше, но процент отбора сохранится прежний, так как в такой же степени понизится и дебит скважины, сполна открытой. Отношение эксплоата-ционного дебита к максимальному при постоянном диаметре чок-ниппеля будет при истощении пласта величиной постоянной. Давление в скважине, сполна закрытой,

будет понижаться таким же /* J08м/tjadffi/Ma

темпом, и отношение рабочего щь-м/плем

давления к статическому при ^

одинаковом диаметре чок-нип- 4^0=^==^^

пеля также будет величиной фло//иь>

Монро) при истощении пласта

не переходят на более широкие чок-ниппели и не увеличивают процент отбора, а для сохранения суммарной добычи на прежнем уровне увеличивают число скважин, если еще имеется незанятая скважинами газоносная площадь.

Давление в газопроводе до чок-ниппеля равно рабочему давлению в скважине, а давление после чок-ниппеля—всегда меньше. Оно равно вообще давлению в газопроводе. Если пласт еще богат и рабочее давление большое, давление после чок-ниппеля иногда составляет лишь малую часть рабочего давления скважины. Большею частью оно бывает меньше половины рабочего давления.

Если пласт значительно истощился или если давление после чок-ниппеля используется для перекачки газа по газопроводу на значительное расстояние, давление после чок-ниппеля может превышать половину давления до чок-ниппеля.

Назовем Р_г — абсолютное давление до чок-ниппеля. Р₂ — абсолютное давление после чок-ниппеля.

Источник