Файл: Ширковский, А. И. Добыча и подземное хранение газа учебное пособие.pdf

водненной зоны при начальном пластовом давлении рн в долях едини­

pB/zB при <3д=0; Q* — фиктивный постоянный объем порового про­ странства залежи, определяемый по прямолинейному участку кривой Рв/Zs — f (Qa) ; Од2, Qm — отобранные объемы газа в момен­ ты времени /2 и t\\ pB\lzB\ и pB2lzB2— приведенные давления, соот­ ветствующие отборам Qm и Q„2, снятые с прямолинейного участка зависимости pB/ z B= f(QJ1) .

Пример 3. Определить начальные запасы газа газоконденсатного месторож­ дения при упруговодонапорном режиме.

Исходные данные: pH/z H=420 кгс/см2; рв.н/г в.в=380 кгс/см2; СД2=4-109 м3; Qm=3-109 м3: Рв2/2в2=210 кгс/см2; pBi/zBi=250 кгс/см2; /и0= 0,25; рн=0,72; SB= 0,28.

Подсчитаем значения ао и йф

З а в и с и м о с т ь д и а м е т р а э к с п л у а т а ц и о н н о й с к в а ж и н ы от р е ж и м а п л а с т а

При эксплуатации газовых скважин их дебит ограничивается по геологическим, техническим или экономическим причинам. Во многих случаях на забое скважины приходится поддерживать по-

22

стоянный .максимально допустимый градиент давления, при кото­ ром не разрушается пласт и не осаждаются его частицы на забое

dp

d R R=R~

где р — пластовое давление в кгс/см2; Я — расстояние, отсчитывае­ мое от оси скважины до любой точки пласта, в м; Rc— радиус скважины в м; С — величина максимально допустимого градиента давления на забое скважины, определенная экспериментально при исследовании скважины, в кгс/см2-м.

Выясним влияние радиуса скважины, гидродинамически совер­ шенной1 по степени и характеру вскрытия пласта, на ее дебит при постоянном градиенте давления на забое скважины.

Зависимость градиента давления от скорости при плоскоради­ альной изотермической фильтрации идеального газа в пласте по

температуре объемный расход газа (дебит скважины); ра— атмос­ ферное давление; 2nRh = F — площадь фильтрации; А*— мощность пласта; р — давление в пласте на расстоянии R от оси скважины; Р* — коэффициент, характеризующий пористую среду, в 1/м; k — в Д; т — в долях единицы; р — плотность газа; ра — плотность газа при стандартных условиях.

Выразим дебит скважины Q через градиент давления на забое

23

где

Таким образом устанавливаем, что дебит скважин прямо про­ порционален ее радиусу. При газовом режиме в процессе эксплуата­ ции пласта коэффициент Лн и дебит скважины Q снижается, так как при постоянной величине градиента давления на забое сква­ жины С уменьшается забойное давление р3-

При водонапорном режиме эксплуатации в газовых залежах пластового типа с краевой водой давление на забоях эксплуата­ ционных скважин р3 можно поддерживать постоянным. В этих условиях дебит эксплуатационной скважины постоянен и он гем больше, чем больше радиус скважины [1].

§ 6. Особенности конструкций газовых скважин

Газовые и газоконденсатные залежи залегают на различных глубинах: от 50 до 8000 м. Для извлечения углеводородных ком­ понентов пластовой смеси на поверхность бурят газовые и газокон­ денсатные скважины.

Газовые скважины эксплуатируются в течение длительного времени в сложных, резко изменяющихся условиях. Давление газа

ляет 2000 кгс/см2. В процессе освоения, исследований, капиталь­ ного ремонта и во время эксплуатации скважин резко изменяются давление, температура, состав газа, движущегося в скважине.

Скважины являются дорогостоящими капитальными сооруже­ ниями. В общих капитальных вложениях на добычу газа удельный вес капитальных вложений в строительство скважин достигает 60—80% в зависимости от глубины залегания пласта и геологи­ ческих условий бурения скважин. Длительность работы скважин и стоимость строительства во многом определяются ее конструк­ цией.

Конструкцией скважины называют сочетание нескольких ко­ лонн обсадных труб различной длины и диаметра, спускаемых концентрично одна внутри другой в скважину. Колонны обсадных труб скрепляются с породами разреза цементным камнем, подни­ маемым за трубами на определенную высоту. Конструкция эк­ сплуатационных газовых скважин зависит от многих факторов, в частности от геологических условий бурения, геолого-физических

24

параметров пласта, физических свойств пластовой смеси, техноло­ гических условий эксплуатации скважин, режима эксплуатации пласта, экономических показателей.

На рис. 3 приведены конструкции газовых и газоконденсатных скважин.

Рис. 3. Конструкции газовых и газоконденсатных скважин:

В л и я н и е ф и з и ч е с к и х с в о й с т в п л а с т о в о й с м е с и на к о н с т р у к ц и ю с к в а ж и н

Законы изменения плотности жидкостей и газов от давления при постоянной температуре различны. В связи с этим величины давлений в стволе и на устье скважин различные при одинаковом пластовом давлении.

Превышение давления нефти и газа над горным давлением мо­ жет привести к образованию трещин, подземным потерям нефти и газа, образованию грифонов, взрывов и пожаров на поверхности. Для предотвращения этих опасных явлений необходимо спу­ скать кондуктор на определенную глубину, примерно равную 0,4 глубины скважины, и цементировать его в стволе скважины до устья. Таким образом, кондуктор предназначен не только для перекрытия верхних обваливающихся пород и зон поглощения, направления скважины, установки противовыбросового оборудова­ ния, превентора, но и для предотвращения разрыва горных пород и подземных потерь газа.

При создании или эксплуатации подземного газохранилища, чтобы предотвратить разрыв горных пород в конце периода за­

25

качки, а также исключить возможность загрязнения питьевой воды в верхних горизонтах, глубина спуска кондуктора

/> (4 ч - 5 ) р н,

где рп— максимально допустимое давление в кгс/см2. Коэффициент динамической вязкости газа в 50—100 раз меньше

коэффициентов динамической вязкости нефти и воды. Поэтому при проектировании конструкций газовых скважин учитывают необходимость герметичности как обсадных колонн, так и скважин. Герметичность обсадных колонн достигается применением резьбо­ вых соединений на концах труб и муфтах со специальной трапе­ цеидальной формой поперечного сечения с тефлоновыми уплотни­ тельными кольцами и использованием фторопластовой уплотни­ тельной ленты (ФУМ). Лента ФУМ из фторопласта 4Д толщиной 80—120 мк обладает высокой химической стойкостью к воздей­ ствию газов, различных углеводородов и кислот, отличается эла­ стичностью, сохраняет свои свойства при температуре рабочего агента от —60 до +200°С и не изменяет их во времени. Ширина ленты 56 мм. Кроме того, применяют герметизирующие уплотни­ тельные составы для муфтовых соединений типа УС-1.

В этот состав входят следующие компоненты: компаунд К-153, имеющий при комнатной температуре вид коричневой густой, сиропообразной жидкости; отвердитель — кубовый остаток гексаметилендиамина, представляющего собой темную жидкость; на­ полнители из смеси порошков (в мае. %): графитовый порошок «П» — 31,4; свинцовый порошок — 43,6; цинковая пыль — 18,7; мед­ ная пудра полированная — 6,3.

Смесь компаунда, отвердителя и наполнителей для смазки резьбовых соединений обсадных труб приготовляется в следующем составе (в мае. %): компаунд К-153— 55,6; отвердитель— 11,1; наполнитель — 33,3.

Состав УС-1 обладает высокой адгезией к металлам, необхо­ димой прочностью, плотностью, стойкостью к переменным нагруз­ кам и воздействию углеводородов (нефти, природного газа, кон­ денсата), позволяет герметизировать муфтовые соединения при очень высоких давлениях и температурах до 150° С. Уплотнитель­ ный состав УС-1 с 1963 г. стали применять для герметизации муф­ товых соединений на Калужском и Щелковском подземных хра­ нилищах.

Для достижения герметичности обсадных колонн муфту сваривают с телом трубы и применяют сварные, безмуфтовые колонны обсадных труб. Опыт применения сварных колонн на га­ зоконденсатных месторождениях Краснодарского края (глубина спуска до 4000 м) показал, что конструкции скважин становятся более совершенными и облегченными вследствие уменьшения за­ зора между стенками скважин и колоннами (с 50—75 мм по тех­ нологическим нормам до 22 мм); достигается герметичность об­ садных колонн; получается экономия металла на 15—20%.

26