Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
Завершающая стадия компрессорного периода эксплуатации газовых месторождений характеризуется низкими давлениями, небольшими дебитами, появлением пластовой воды в продукции скважин, отложением солей на забое, в НКТ, оборудовании скважин, шлейфах, образовании песчано-глинистых пробок на забое скважины. В этот период газ вы-
228
носит больше конденсационной и пластовой воды, механических взвесей, солей [19, 20]. При этих условиях вряд ли возможно найти однозначное условие отбора газа на забое скважины. В компрессорный период падающей добычи газа особое внимание на многих газовых месторождениях уделяется всемерному сокращению потерь давления на всех участках пути движения газа от контура области питания в пласте до приема промысловых ДКС, осушке газа и его очистке от механических взвесей, подбору компрессорных машин различных типов и их компоновке на промысловых ДКС. В тех же случаях, когда режим эксплуатации месторождения оказался газовым, нет продвижения краевой или подошвенной воды в пласт, условия отбора газа на забое скважины, установленные для периода разработки с постоянным темпом отбора газа, сохраняются и на компрессорный период с падающим темпом отбора газа.
В начале завершающего этапа разработки месторождений рекомендуем применять энергосберегающий ТРЭС в пределах верхней границы закона Дарси. При дальнейшем падении дебитов эксплуатация будет осуществляться согласно закону Дарси на одном из режимов рг = const или Q = const с осуществлением мероприятий по удалению жидкости с забоя скважин.
Наряду с гидродинамическими ТРЭС большое значение имеют термодинамические ТРЭС, на которые было впервые обращено внимание в работах [8, 21, 23]. Особое значение эти режимы приобрели при разработке месторождений, приуроченных к криолитозоне, обеспечению безгидратных режимов скважин, шлейфов и т.п. Эти режимы имеют принципиальное значение и для газоконденсатних месторождений.
5.4. EIIODIEU ODYC N Ї III UUP AEONOEEI-AEADIAEIAIExANEEO ЕЇЇЇЕАЕЇЇЇА
Оптимизация показателей разработки месторождений, таких как технологический режим эксплуатации скважин, регулирование разработки при естественных режимах и поддержании пластового давления, контроль за движением границы раздела газ — вода, сайклинг-процесс и т.п., требует, во-первых, решения сложных гидродинамических и оптимизационных задач, во-вторых, создания и использования технических средств и методов, позволяющих оперативно кон-
229
тролировать результаты управляющих воздействий на залежь.
Скважина, гидродинамически связанная с пластом, является на стадии разведки и эксплуатации залежи практически единственным для наблюдения информационным каналом, используемым для проведения газо- и акустико-гидро-динамических, термодинамических, геофизических и других исследований и наблюдений. На ситуацию, сложившуюся в современных условиях в отечественной газовой промышленности, повлияла также высказанная ранее ошибочная концепция, что якобы скважина не является объектом автоматизации и нет необходимости непрерывного контроля за устьевыми параметрами ее работы.
Эффективная эксплуатация месторождений природных газов в значительной степени зависит от надежной работы основного объекта газового промысла — скважины. Работа скважин определяется выбором, установлением и поддержанием технологического режима. В связи с этим весьма актуальной является задача создания и внедрения на промыслах и надежных методов и средств контроля за технологическими режимами работы газовых скважин.
За время существования газовой промышленности методы и средства оперативного контроля за работой газовых скважин фактически принципиально изменялись по мере перехода от индивидуальной к групповой системе сбора и подготовки газа. При этом на начальном этапе на каждой скважине измерялись давление, температура, расход газа и количество воды непосредственно оператором.
По существу, контроль за режимом работы каждой скважины на начальном этапе развития газовой промышленности, относящийся к концу 40-х — началу 50-х годов, был неизмеримо эффективнее и надежнее, чем в настоящий период. Переход к групповой системе сбора газа через УКПГ сопровождался снижением контроля за режимом работы каждой скважины.
После перехода на групповую систему сбора контроль за устьевыми параметрами скважин стал эпизодическим — возобладала тенденция, что скважина не является объектом автоматизации. Проведение контроля за работой скважин в ряде случаев связано с трудоемкими и громоздкими операциями. К тому же при существующих на промыслах методах контроля при постоянной нехватке транспортных и других средств осуществляется крайне редко. При кустовой добыче газа, когда несколько скважин работают в один шлейф, в
230
процессе работы вообще затруднительно точно определять условия работы и дебиты газа по каждой скважине. Часто работает скважина или стоит, определяют по температуре газа, приложив руку к выкидному манифольду, или по шуму движущегося газа.
Такое положение не удовлетворяет потребностям отрасли и не способствует повышению эффективности и надежности работы газовых скважин.
