Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
Режим работы скважины, при котором призабойная температура газа должна быть выше равновесной температуры гидратообразования, назовем режимом безгидратной работы пласта. Далее излагается способ его расчета с определением максимально допустимых дебитов, предельных пластовых депрессий и забойных давлений данного режима.
Расчет может быть использован при проектировании разработок месторождений Крайнего Севера и определении технологических условий работы газовых скважин.
307
Так как составлению проекта разработки и вводу скважин в эксплуатацию предшествуют разведочные работы на месторождении, то химический состав газа, коллекторские свойства и продуктивная характеристика газонасыщенного пласта являются известными.
Из определения режима безгидратной работы пласта следует, что граничными условиями для его расчета должны быть соотношения
Гс = Гр; Рс = рр, (6.114)
где Гс — призабойная температура газа, °С; рс — призабойное давление газа, МПа; Гр — равновесная температура гидратообразования, °С; рр — равновесное давление гидратообразования, МПа.
Предельное изменение призабойной температуры вследствие дроссельного процесса при движении газа в пласте, согласно работе [21], определяется в первом приближении формулой
Гс = Гпл — Єср(Рпл — Рс), (6.115)
где Гпл — пластовая температура, °С; рпл — пластовое давление, МПа; єср — среднеинтегральный по области дренажной зоны коэффициент Джоуля — Томсона,
jsdp
є cp = -. (6.116)
Необходимо отметить, что из — за большой теплоемкости скелета пласта призабойная температура газа в течение начального периода работы скважины сохраняется выше предельной, а тепловой режим является неустановившимся. Однако в прогнозных расчетах на длительный срок эксплуатации скважин целесообразно допустить, что тепловой режим является установившемся. Это существенно упрощает расчеты, а также повышает надежность их результатов, так как ориентирует проектные расчеты на худший случай.
Пластовое давление к моменту времени t можно определить по преобразованной формуле (6.115) с учетом граничных условий (6.114)
Рпл (t) = + Pp. (6.117)
308
Решая уравнение (6.117) совместно с уравнениями фильтрации газа к скважине (1.2) или (1.7), получим формулы для расчета максимально допустимого дебита газа Q(t) при безгидратной работе пласта.
При дебитах Q ? 0кр будет
1
Q(t) = -a
(6.118)
При дебитах газа Q > Q^3 методом итераций из формулы
значение Q(t) находится
X - X
ПЛ p
2
pc =
aQ(t) - bQKpQ(т) + b ж
(6.119)
Необходимо отметить, что зависимость правых частей уравнений (6.117) — (6.119) от времени т выражена в неявной форме, через заданные значения рр и Гр, относящиеся к различным, пока еще неизвестным, моментам времени т.
Однако при проектировании разработки изменение во времени пластового давления в залежи находится по заданным отборам независимо от показателей технологического режима работы газовых скважин.
Таким образом, зависимость среднего пластового давления в залежи от времени рпл = ср(т) следует считать известной. Так как любому пластовому давлению соответствуют свои значения рс = рр и Q(t), определяемые из формул (6.117) — (6.119), то их изменения легко увязываются со временем эксплуатации месторождений на истощение. В свою очередь по найденным призабойном и пластовом давлениям, а также дебиту газа можно определить все остальные технологические показатели эксплуатации скважины при безгидратной работе пласта (забойное и устьевое давления, пластовую депрессию и т.д.).
По данной методике были проведены расчеты основных технологических показателей эксплуатации скважины при безгидратной работе пласта по Мессояхскому газовому месторождению.
2
2
cp
309
Рис. 6.11. Основные показатели
технологического режима эксплуатации скважин Мессояхского
месторождения при
безгидратной работе
пласта:
1 — пластовое давление;
2 — депрессия; 3 — дебит газа
Как видно из рис. 6.11, эксплуатация газовой скважины на режиме безгидратной работы пласта характеризуется быстрым возрастанием предельной пластовой депрессии (с 1,91 до 4,22 МПа) в первые пять лет разработки месторождения. Это обусловлено снижением равновесной температуры гидратообразования по мере падения пластового
давления в залежи с чисто газовым режимом. Так как pф0-возрастает во времени, то и предельный дебит безгидратной работы пласта также увеличивается независимо от абсолютных значений фильтрационных коэффициентов а и b и критического дебита Q^, которыми определяются лишь темпы роста Q(t) и начальное значение его для t = 0.
Для приводимых в примере значений этих коэффициентов предельный дебит в течение первых пяти лет разработки возрастает примерно на 20 % (с 464 при t = 1,2 года до 530 тыс. м3/сут при t = 5,6 года).
Температура газа при прохождении его через отверстия перфорации заметно снижается. Это обусловливает образование гидратов непосредственно в забойной части ствола скважины и выше.
310
Таким образом, при эксплуатации скважины на режиме безгидратной работы пласта забойная температура газа может быть значительно ниже равновесной, и тем не менее в пласте гидраты образовываться не будут, а нормальная работа скважины обеспечится либо при подаче в поток газа на забое антигидратного ингибитора, либо путем повышения различными способами температуры газа в стволе скважины.
