Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Основнье проблем исследования объектов разработки и добычи природного газа 16
1.1 Общая характеристика современного этапа развития научных основ разработки месторождений природного газа 17
1.2 Основные принципы построения и исследования систем разработки и добычи природного газа 23
1.3 Методы решения задач исследования систем разработки месторождений природного газа 39
1.4 Постановка задач исследований 45
Выводы к главе 1 . 51
Глава 2. Газодинамические методы исследования скважин и совершенствование их с учетом особенностей пакерной эксплуатации скважин 53
2.1 Исследование на стационарных режимах фильтрации газа 53
2.1.1 Математическая модель фильтрации газа 53
2.1.2 Композиционная модель стационарного притока газа к скважине 66
2.2 Исследование на нестационарных режимах фильтрации газа S8
2.2.1 Модели нестационарного притока газа к скважине 88
2 Стабилизация и восстановление давления в газовой скважине 98
Исследование пакерных скважин на стационарных режимах фильтрации 107
1 Особенности газодинамических исследований пакерных скважин 107
2 Композиционная модель сложной динамической системы "пласт-скважина" 112
3 Математическая модель движения газа в системе "пласт-скважина" 120
4 Методика обработки и интерпретации результатов газо динамических исследований пакерных скважин 140
Выводы к главе 2 149
Глава 3. Технологический режим работы пакерных скважин на месторождениях сернистого газа 152
Общие принципы установления (выбора) технологи ческого режима работы скважин на месторождениях природного газа 152
Факторы, определяющие Еыбор технологического режима работы скважин на месторождениях сернистого газа 156
Технологический режим работы пакерных СКЕЗЖНН ка месторождениях сернистого газа . 162
1 Выбор технологического режима работы пакерных скважин
на месторождениях сернистого газа 162
2 Метод определения величины допустимой комплексной депрессии при установлении технологического режима 169
3 Методика прогнозирования и контроля технологического режима работы пакерных скважин на месторождениях сернистого газа 172
Изменение технологического режима в процессе
эксплуатации месторождения ; 178
Выводы к главе 3 ISO
Глава 4. Исследование притока газа к системе пакерных скважин 1S3
Математическая модель "средней" пакернои скважины 184
Методы определения параметров "средней" пакернои скважины 187
1 Графо-аналитический метод определения параметров "средней" пакернои скважины 188
2 Аналитический метод определения параметров "средней" пакернои скважины . 190
Практическое приложение модели "средней" пакернои скважины при проектировании разработки месторожде- .
ний сернистого газа 201
Выводы к главе 4 204
Глава 5. Научно-методические основы проектирования и анализа разработки месторождений сернистого газа, эксплуатируемых пакерными скважинами 06
Методы расчета технологических показателей разработки месторождений сернистого газа 207
1 Метод расчета технологических показателей разработки месторождений с использованием модели "средней" пакерной скважины 207
Алгоритм расчета технологических показателей разработки методом "средней" пакерной скважины 209
Методология использования и сочетания различных по сложности математических моделей при проектиро вании разработки месторождений сернистого газа 216
Методы и модели поиска оптимальных технологических решений при проектировании и анализе разработки месторождений сернистого газа 229
Общие замечания о постановке задачи 229
Исследование альтернативных вариантов технологического режима работы пакерных скважин на месторождениях сернистого газа 233
Экономико-математическая модель для определения оптимального технологического режима работы пакерных скважин 240
Результаты аналитических исследований характера изменения технологических показателей разработки пакерными скважинами месторождений сернистого газа
при различных технологических режимах 245
Основные положения методологии проектирования и анализа разработки пакерными скважинами
месторождений сернистого газа 250
Выводы к главе 5 255
Основные результаты и выводы 25s
Список использованной литературы
- Основные принципы построения и исследования систем разработки и добычи природного газа
- Исследование на нестационарных режимах фильтрации газа
- Факторы, определяющие Еыбор технологического режима работы скважин на месторождениях сернистого газа
- Аналитический метод определения параметров "средней" пакернои скважины
Введение к работе
В настоящее время в мировой практике добычи природного газа все большее значение приобретает добыча из месторождений сернистого газа (МСГ), эксплуатация которых осуществляется специально оборудованными скважинами, обеспечивающими экологически безопасные технологии освоения этих месторождений. Не является исключением и Республика Узбекистан, основу сырьевой базы которой составляют значительные потенциальные ресурсы и разведанные запасы сернистого газа (около 70 % от общих запасов).
В связи с вводом в разработку все большего количества МСГ, проблемы их эксплуатации и проектирования вновь приобрели актуальное значение в связи с тем, что ранее при рассмотрении большинства их аспектов не учитывались технологе-технические особенности эксплуатации этих месторождений, обусловленные конструктивной спецификой применяемого в скважинах подземного (пакерного) оборудования - не позволяющего надежно контролировать забойные параметры работы этих скважин.. Поэтому, в рассматриваемых условиях, заметно снижается эффективность использования известных математических моделей движения газа в системе пласт-скважина и соответствующих методов газодинамических исследований пластов и скважин, известных концепций установления и методов регулирования технологического режима работы скважин, традиционных ПОДХОДОЕ К освоению месторождений природного газа и соответствующей методической основы проектирования и анализа их разработки.
Опыт эксплуатации и практика проектирования разработки МСГ Узбекистана выявили наличие еще целого ряда проблем, основными из кото - 8 рых являются следующие: неадекватность известных математических моделей движения газа в системе пласт-скважина (построенных с учетом неполноты получаемой в пакерных скважинах информации) реальному процессу, что, в свою очередь, ставит под вопрос качество получаемой газодинамической информации, используемой при эксплуатации и проектировании МОГ; несоответствие известной концепции установления технологического режима работы рассматриваемых скважин (регулирование только по устьевой скорости потока газа) современным требо-ваниям обеспечения надежности эксплуатации газовых скважин; несогласованность известных методических подходов к проектированию и анализу разработки рассматриваемых месторождений с реальными условиям их эксплуатации, что заметно снижает эффективность их освоения. Поэтому, исследование комплекса взаимосвязанных проблем эксплуатации .и проектирования разработки МОГ с целью получения необходимых знаний для создания и совершенствования научно-методических основ проектирования и анализа разработки рассматриваемых месторождений является крупной и актуальной научной проблемой, имеющей важное практическое значение.
Цель работы. Совершенствование научно-методических основ проектирования и анализа разработки МСГ на базе обобщения результатов проведенных автором аналитических, методических и промислово-экспериментальных исследований технолого-технических особенностей их эксплуатации, способствовавших решению важнейшей практической задачи ускоренного освоения рассматриваемых месторождений и повышения эффективности их разработки.
Основные аадачи исследований; 1. Исследование характера зависимости потерь пластовой энергии в системе пласт-скважина для различных конструкций скважин с целью уточнения математической модели движения газа в рассматриваемой системе и совершенствования газодинамических методов ее контроля.
2. Теоретическое и экспериментальное обоснование нового направления в области установления технологического режима работы газовых скважин, основанного на использовании принципов интегрального соб-людения технологических условий (ограничений) эксплуатации пакер-ных скважин на МСГ; создание и внедрение соответствующих методов регулирования работы этих скважин.
3. Создание и совершенствование методов прогнозирования технологических показателей разработки рассматриваемых месторождений с использованием различных по сложности математических моделей; апробация и внедрение этих методов.
4. Совершенствование методики проектирования и анализа разработ-ки МСГ с учетом технологе-технических особенностей их эксплуатации; практическая реализация методики при проектировании и анализе разработки конкретных месторождений.
Методы исследований и достоверность полученным результатов. Реализация цели и задач исследований осуществлялась на основе анализа и обобщения промысловых материалов, накопленных в процессе разработки МСГ Узбекистана, сопоставления результатов проведенных теоретических и промысловых исследований о результатами исследований других авторов.
Для проверки выдвигаемых положений» сходимости теоретических выводов с практикой, был проведен комплекс специальных промысловых исследований на крупных МСГ республики, включающий:
- газодинамические исследования СГДИ) скватош для установления
- 10 характера зависимости потерь пластовой энергии газа от дебита для различных конструкций скважин;
- экспериментальные исследования зависимости интенсивности коррозии металлов скважинного оборудования от устьевой скорости потока газа для определения ее допустимой (максимальной) величины;
- апробация в промысловых условиях предлагаемых методов контроля в пакерных скважинах системы пласт-скважина, методов установления и регулирования- технологического режима их работы;
- промышленные испытания новых технологий повышения производительности скважин Научная новизна. Результаты исследований комплекса взаимосвязанных проблем эксплуатации и проектирования разработки месторождений сернистого газа способствовали дальнейшему развитию научно-методических основ проектирования и анализа их разработки.
Научной новизной отличаются следующие полученные результаты:
- на основе применения системного подхода и системного анализа выделены специфические особенности функционирования системы разработки и добычи на МСГ, проведена декомпозиция и структуризация системы, выявлены основные проблемы проектирования и эксплуатации элементов, подсистем и самой системы в целом, определены соответствующие направления исследований и усовершенствована концепция формирования научных основ проектирования и анализа разработки МСГ;
- впервые установлено влияние конструктивных особенностей каперного оборудования (особенно клапана-отсекателя) на характер зависимости потерь пластовой энергии газа при движении его в системе пласт-скважина; изучен механизм этого влияния и усовершенствована математическая модель движения газа в системе пласт-скважина, бо - 11 лее высокая адекватность реальным процессам достигается за счет использования новых параметров - комплексных коэффициентов (a , b ), наиболее точно отражающих фильтрационно-гидравлическое состояние системы; исследована и определена структура комплексных коэффициентов; усовершенствованы газодинамические методы контроля в пакерных скважинах системы пласт-скважина;
- выработаны методические положения по управлению системой разработки при проектировании и эксплуатации МСГ, отличающиеся использованием области рабочих дєбитов для выбора рациональной величины и характера изменения дебита проектных и действующих скважин;
- впервые предложены принципы интегрального соблюдения технологических условий эксплуатации скважин на МСГ с использованием в ка-честве технологического ограничения их производительности комплексного параметра, обеспечивающего соблюдение ограничений как по устьевым, так и забойным параметрам (без контроля последних); созданы и усовершенствованы соответствующие методы регулирования работы скважин;
- разработана усовершенствованная математическая модель "средней" скважины - модель "средней" пакерной скважины, учитывающая технолого-технические особенности эксплуатации скважин на МСГ; сов-даны и усовершенствованы методы определения ее параметров, ПОЭЕО-ляющие учитывать, наряду с фильтрационно-гидравлической характеристикой скважин, технологический режим их работы;
- созданы и усовершенствованы методы расчета технологических показателей разработки МСГ с использованием различных по сложности математических моделей: простых, типа "средней" пакерной скважины и более сложных Счисленных) моделей; методы учитывают отличие це - 12 лей и задач различных этапов проектирования, а также объемы качественной геолого-промысловой информации об эксплуатационном объекте;
- на базе обобщения результатов выполненных аналитических, методических и промыслово-экспериментальных исследований технолого-технических особенностей эксплуатации МСГ созданы и усовершенствованы научно-методические основы проектирования и анализа их разработки.
На защиту выносятся следующие научные положения:
- усовершенствованная концепция формирования научных основ проектирования и анализа разработки МСГ, отличающаяся выделением задач исследований специфических условий освоения этих месторождений и разработкой методов их решения;
- установленное влияние конструктивных особенностей пакерных скважин на характер зависимости потерь пластовой энергии газа от дебита и усовершенствованная математическая модель движения газа в системе "пласт-скважина";
- новое направление в области установления и регулирования технологического режима работы газовых скважин, отличающееся принципами интегрального соблюдения технологических условий эксплуатации пакерных скважин на МСГ;
- методика проектирования и анализа разработки МСГ, отличающаяся методами контроля в каперных скважинах системы "пласт-скважина"; методами установления и регулирования технологического режима работы скважин; методами расчета технологических показателей разработки рассматриваемых месторождений.
Практическая ценность работы и реализация ее результатов в промышленности. Практическая ценность работы состоит в том, что уда - із лось выработать единый методический подход к решению проблем эксплуатации и проектирования разработки UCT, получить соответствующие расчетные формулы и реализовать цели исследований на конкретных месторождениях Узбекистана. Основные результаты диссертационной работы попользуются в нефтегазодобывающей промышленности в качестве официальных отраслевых документов - "Методика обработки и интерпретации результатов газоди-нзмических исследований пакерных скважин": Утв. ГАО "Узнефтегаздо-быча" 08.09.1993, "Методическое руководство по составлению технологического реэкима работы пакерных скважин на месторождениях серово-дородосодержащих газов": Утв. ГАО "Узнефтегаздобыча" 14.02.1995 (см. Приложение 1).
На крупных газодобывающих объектах Узбекистана (газопромысловые управления "Шуртангаэ" и "Мубарекгаз", обеспечивающих более 90 % добычи газа в республике) апробирован и внедрен программный комплекс по автоматизированной обработке результатов газодинамических исследований пакерных скважин и составлению технологического режима их работы (1993-1995 гг.) (см. Приложение ).
Методика проектирования и анализа разработки МСГ используется головным отраслевым институтом "УабекНЙПИнефтегаэ" (1993-1998 гг.) при составлении проектов и анализе разработки уникального по запасал сернистого газа месторождения Шуртан, обеспечивающего Оолее 40 всей добычи газа Узбекистана. Годовой экономический эффект от внедрения на данном месторождении проектных решений, основу которых составляют методические разработки автора и согласно которым месторождение разрабатывается в настоящее время, составляет (в ценах 1993 г.) 4460 млн. рублей» при долевом участии автора 1338 млн. - 14 рублей.
Результаты исследований автора послужили научной основой для выбора и реализации систем разработки целого ряда месторождений Западного Узбекистана (Адамташ, Джаркудук, Гумбулак, Южная Тандырча, Бузахур, Восточный Бузахур) и Устюртского региона (Урга, Акчалак, Шахпахты и др.).
Апробация работы. Основные результаты работы доложены на международных, республиканских и отраслевых конференциях, совещаниях и г-р семинарах: всесоюзной научно-практической конференции "Рациональная разработка газовых, газоконденсатних месторождений, пути повышения коэффициента конечной гаэоотдачи" (Ашхабад, 1989 г.); международной научно-практической конференции "Информатизация республики и новые информационные технологии" (Ташкент, 1994 г.); республиканской научной конференции "Математическое моделирование и вычислительный эксперимент" (Ташкент, 1994, 1997 гг.); республиканской научно-технической конференции Теология и разработка нефтяных и газовых месторождений Узбекистана" (Ташкент, 1998 г.); республиканской научной конференции "Проблемы информатики и управления, перспективы их решения" (Ташкент, 1996 г.); республиканской научной конференции "Современные проблемы алгоритмизации" (Ташкент, 1996 г.); заседаниях Ученых советов институтов "УзбекНИПИнефтегаз" п "ВНИИГАЗ", научных коллоквиумах и семинарах ГКНТ РУэ, Гооцентра НТИ ГКНТ РУз, лаборатории "Моделирование сложных систем" НПО "Кибернетика" Ан РУэ, кафедры "Разработка нефтяных и газовых месторождений" ТашГТУ им.А.Беруни, производственно-технических советах TAD "Уэнефтегаздобыча", ГПУ "Шуртангаз" и ГПУ "Мубарекгаэ" (Ташкент, Москва, Карши, Мубарек, 1991-1998 гг.)« - 15 Публикации. Основные положения диссертационной работы отражены fa, в 22 научных отчетах, опубликованы в 57 печатных работах, в том числе в 5 научно-технических обзорах, 2 отраслевых инструкциях.и 1 свидетельстве на изобретение.
Структура и обьем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глаЕ, выводов, списка литературы из 183 наименований, приложений. Диссертация содержит 252 страницы машинописного текста, 9 таблиц, 27 рисунков и 12 страниц приложений.
Автор выражает искреннюю признательность академику Российской горной академии, доктору технических наук, профессору Зотову Г.А. за обсуждение направлений исследований, ценные советы и замечания при выполнении диссертационной работы,Хаджимухамедову С.Д. - своему первому наставнику и старшему коллеге за оказанную помощь в про-фессиональном становлении. Автор благодарит работников газопромыс-ловых управлений "Шуртангаз" и "МуОарекгаз", ГАО "УзнефтегаэдоСыча" и института "УзбекНИШнефтегаз" за помощь в организации и проведении промысловых исследований.
Основные принципы построения и исследования систем разработки и добычи природного газа
ГС РУз представляет собой систему, отличающейся многоуровневой иерархической структурой, состоящей из взаимосвязанных подсистем и элементов /66/.
Отличительными особенностями системы ГС РУз являются:
- вложение огромных ресурсов в создание и эксплуатацию рассматриваемой системы, обусловленное крупномасштзбностью как самой системы, так и составляющих ее подсистем и элементов;
- большая рассредоточенность по территории республики подсистем и элементов рассматриваемой системы (газодобывающих предприятий, подземных хранилищ и пунктов выдачи газа потребителям);
- непрерывность технологических процессов и связь всех технологических объектов между собой развитой системой транспорта газа (в том числе и магистрального);
- неполнота информации об объекте управления и процессах, кото-торые происходят и будут происходить в системе при ее проектировании, создании и функционировании, а также о возможных изменениях во внешней среде за период жизненного цикла ее подсистем и элементов; невозможность наблюдения в системе ряда необходимых для управления параметров и косвенное измерение со значительными погрешнос-ностями других и невозможность, из-за большого объе?лз, одновременной регистрации параметров, поддающихся измерению;
- многоцелевое назначение (при этом цели противоречивы в том смысле, что полное достижение одной можно осуществить только 33 счет невыполнения другой или других); многократное частичное изме - 24 нение структуры и состава системы в процессе функционирования, связанное с непрогнозируемым изменением внешней среды, уточнением самой системы и целей ее функционирования /16/;
- принципиальная невозможность построения единой адекватной математической модели, необходимой для проектирования и управления системой. Частные модели для отдельных элементов системы нередко имеют грубо приближенный характер вследствии неполноты информации об объектах управления и происходящих в них процессах. Такое положение, как правило является следствием невозможности необходимого для управления количественного познания системы ввиду неоправданно больших затрат /20/;
- достаточно многообразный набор возможных допустимых вариантов функционирования системы; возможность серьезных последствий, связанных с характером управляющих Бездействий, осуществляемых на начальном этапе функционирования системы, на изменение ее в будущем и на достижение ею конечных целей;
- большие объемы циркулирующей в системе информации; необходимость привлечения для проектирования, создания системы и управления происходящими в ней процессами многих научных дисциплин (многоплановость в научном отношении) /16,SO/.
Вышеперечисленные особенности Газоснабжающей системы Республики Узбекистан, позволяют отнести ее как объект проектирования и управления к классу больших систем, включающей в себя как хорошо структуризованные подсистемы (подготовка газа, его переработка и транспорт), так и слабоструктуризованные (разработка месторождений природного газа, эксплуатация подземных хранилищ газа - лидирующих подсистем ГС РУэ).
Принципиальное значение при исследовании сложных систем имеет формулировка целей и задач функционирования системы и ее подсистем.
В условиях газодобывающей отрасли цели и задачи функционирования ГС РУз определяются директивными документами, в частности, энергетической программой республики. Пути реализации этих целей и задач рассматриваются в Генеральных схемах развития отрасли (ГСР). Цели и задачи функционирования подсистем ГС РУз определяются в ГСР, на основании которых составляются проекты разработки, эксплуатации и обустройства конкретных месторождений, подземных хранилищ газа и т.п.).
Известно, что заключительным этапом формирования целей и задач функционирования сложной системы является выбор показателя эффективности системы (ПЭС), который характеризует качество функционирования системы и представляет собой числовую характеристику, оценивающую степень приспособленности системы к выполнению поставленных перед нею задач /16/. При этом показатель ПЭС определяется процессом функционирования системы (структурой, параметрами элементов, связями и др.), то есть является "функционалом, заданным на множество процессов функционирования системы" /16/. Другие свойства системы такие, как надежность, помехозащищенность, качество управления рассматриваются с точки зрения их влияния на изменение качества работы системы, то есть ее эффективности.
Исследование на нестационарных режимах фильтрации газа
Аналогичным образом "можно получить дифференциальные уравнения и для нелинейного закона фильтрации. В этом случае получается уравнение, которое можно решить с помощью численных методов.
Итак, основное дифференциальное уравнение нестационарной фильтрации газа для формализованных схем получено. Для завершения построения математической модели необходимо сформулировать граничные и начальные условия.
Начальные условия для решения дифференциальных уравнений фильтрации выбирались, исходя из целей, которые ставились перед моделями.
При решении дифференциальных уравнений использовались граничные условия 1-го (Дирилхе) и 2-го (Неймана) рода.
На стенке скважины (забой), как правило, задавался расход (дебит) газа. Однако, при построении приближенных моделей притока вся область движения разделялась на отдельные элементы. Поэтому при сочленении их использовались различные условия на внешних и внутренних границах каждого элемента.
Особо следует остановиться на условиях, которые существуют на границах пласта в реальности и принятые в моделях. На практике схемы одиночной скважины в пласте реализуются только при испытании разведочных скважин или в исключительных случаях - малых по зала сам месторождений. В большинстве случаев скважины работают в окружении других скважин. Сейчас считается общепринятым, что интерференция газовых скважин (их взаимодействие) незначительная и ею можно пренебречь. Но это требовалось доказать проведением специальных исследований. На основании которых были сформулированны основные концепции о граничных условиях на внешних границах моделей притока газа к скважине /43/. Все решенные задачи сводились к следующим моделям: - бесконечный пласт для описания начальных периодов работы скважины; - конечный пласт с постоянным давлением на контуре для задач ос-тановки скважин при стационарной фильтрации; - конечный пласт с непроницаемой внешней границей для скважин, работающих в системе с другими. Подробный анализ возможности использования тех или иных граничных условий приведен в работе /46/.
Эти модели имеют большое практическое значение, несмотря на то, что процесс извлечения газа из пласта нестационарный. Все дело в том, что в окрестностях забоя скважины через короткий промежуток времени движение становится квазистационарным, достаточно точно описываемое формулами стационарного притока. Исследованию стацио парного притока газа к скважине посвящено значительное количество работ и в бывшем СССР, и за рубежом. При этом использовались практически все методы моделирования. Вместе с этим необходимо отметить, что большинство исследований относилось к изучению отдельных сторон процесса - влияние несовершенства скважин, нелинейного закона фильтрации, сжимаемости пласта и т.д. Для практики же нужна была некая обобщенная формула притока, учитывающая, по возможности, все факторы. Первая такая попытка сделана в работе И.А. Чарного /173/, где им предложена композиционная модель притока. Дальнейшее развитие эта модель получила в работах Е.М.Минского /139,140/, Г.А.Зотова /46,142/.
Рассмотрим основные принципы построения композиционной модели стационарного притока.
Разобьем всю область фильтрации (следуя идеям И.А.Чарного) на три зоны. Внешняя зона - зона малых скоростей фильтрации и неискаженного поля скоростей из-за несовершенства скважины - внешний элемент системы. Промежуточная зона - зона искажения поля скоростей из-за несовершенства скважины по степени вскрытия - средний элемент. Внутреняя зона - зона максимальных скоростей и искажения поля скоростей под влиянием перфорационных каналов - внутренний элемент. Подчеркнем, что несмотря на условность выделенных зон, такая схема дает хорошие результаты, судя по моделированию процессов на физических и электрических моделях /6,89/. Стыковка зон (элементов) производится по принципу равенства давлений и неизменности расхода газа. Рассмотрим вначале однородный пласт. Методы учета неоднородности будут изложены далее.
Факторы, определяющие Еыбор технологического режима работы скважин на месторождениях сернистого газа
При сопоставлении этих режимов между собой видно, что фактически первый, второй и третий режимы являются технологическими ограничениями на рабочий дебит скважин. Принимая это во внимание, при проектировании разработки газового месторождения можно, в принципе, всегда построить функции дебита "средней" скважины при этих ограничениях в зависимости от изменения пластового давления и определить область допустимых дебитов на весь период разработки /112/.
Рациональный технологический режим должен устанавливаться с учетом технико-экономических и других условий в области допустимых дебитов. При этом он может быть по функции изменения дебита каким угодно.
В процессе эксплуатации газового месторождения области допустимых дебитов должны детально корректироваться по каждой конкретной скважине для использования их при оперативном управлении добычей газа.
Общие принципы установления технологического режима работы скважин при проектировании и эксплуатации газовых месторождений можно сформулировать следующим образом.
1. При проектировании разработки месторождений:
- рассматривается весь комплекс геологических, технических и технологических факторов, определяющих производительность скважин. Из них выделяется основной фактор (возможны случаи, когда необхо - 155 дим одновременный учет нескольких факторов), значительно ограничивающий производительность скважин, который и определяет установление конкретного технологического режима на рассматриваемом месторождении. При этом, ряд технологических режимов можно выразить математическими формулами, другая часть режимов основана на определенных принципах, которые обуславливают ограничение дебита или устьевого (забойного) давления;
- в зависимости от этапа и задач проектирования устанавливается с учетом выбранного технологического режима область допустимых де-битов. Затем определяются оптимальные величины и характер изменения проектного дебита, основывающиеся на решении задач управления системой разработки при ограничениях, накладываемых областью допустимых дебитов. При этом учитываются следующие основные моменты: - максимальный экономический эффект; - регулирование процессом разработки; - реальные возможности и конкретная обстановка на месторождении.
2. В процессе эксплуатации газового месторождения уточняются области допустимых дебитов конкретно по каждой скважине. Режимы в процессе эксплуатации скважин должны постоянно контролироваться и при необходимости корректироваться. Для этого разработаны различные методы прогнозирования и контроля режимов в зависимости от различных факторов технологического ограничения /6,31,64,73,78,81,82,83, 106,117/. Ниже рассмотрим основные факторы, влияющие на установление (выбор) технологического режима работы пакерных скважин на месторождениях сернистого газа.
Факторы, определяющие выбор технологического режима работы скважин на месторождениях сернистого газа
Особенностью разработки месторождений сернистых газов является осложненные условия эксплуатации скважин, обусловленные наличием агрессивных компонентов (H S и 00%) в составе газа. Эти компоненты в процессе эксплуатации скважин вступают в химические реакции со скважинным оборудованием, вызывая ту или иную интенсивность коррозии этого оборудования. Интенсивность коррозии зависит от концентрации агрессивных компонентов; давления и температуры среды; количества влаги в продукции скважины, степени и характера ее минерализации; конструкции и характеристики металлов скважинного и наземного оборудования; состава конденсата, скорости потока газа, способов антикоррозийной защиты скважинного оборудования /2,3,4,6,8,35, 90,102,117, 119/. Процесс коррозии в условиях месторождений сернистого газа обусловлен, как видно из вышеизложенного, влиянием многих факторов, детальное изучение которых является сложной и самостоятельной проблемой.
Изучением процесса коррозии на газовых промыслах занимались многие исследователи: А.А.Абрамян /2,3,4/, П.П.Афанасьев /8/, К.С.За-рембо /35/, Н.Е.Легеэин /100,101,102/, А.А.Гоник /25/, Л.В. Жилина /27/, Т.В.Кемхадзе /76/, В.П.Кузнецов /90/, А.А.Кутовая и Ж.Г.Мои-сеенко /92/, В.Д.Пастернак /150/, Г.Карлсон /179/, М.Хакинс, Г.Шмидт /180/, Г.Улиг, Р.Реви /181/ и другие /14,28,77,88,93,143-148, 155,157,160,162,174,182/.
Нами в работе /106/ приведены результаты обзора работ, посвященных изучению процесса коррозии металлов скважинного оборудования, а также факторов, влияющих на интенсивность коррозии. Отметим, что при установлении технологического режима работы скважин на рассматриваемых месторождениях учет всех факторов невозможен, поэтому рассмотрим из их общего количества основные. К числу таких факторов относятся: концентрация агрессивных компонентов, давление и температура среды, скорость потока газа, минерализация воды, техническая характеристика скважинного оборудования. Степень влияния каждого из перечисленных факторов (или их совокупности) в значительной мере изучены.
Интенсивность углекислотной коррозии зависит от парциального давления углекислого газа и температуры (с увеличением парциального давления углекислого газа скорость коррозии увеличивается, с увеличением температуры скорость коррозии также существенно увеличивается) . В процессе разработки парциальное давление углекислого газа снижается, а объем водного конденсата увеличивается и поэтому интенсивность углекислотной коррозии снижается.
Наиболее агрессивный компонент, вызывающий интенсивную коррозию скважинного оборудования,- сероводород. Характерная черта сероводородной коррозии - растрескивание. При наличии влаги взаимодействие сероводорода с металлом приводит к образованию сульфида железа и атомарного водорода, часть которого не соединяется в молекулы и проникает в металл, делая его хрупким и непрочным. Так же, как и при углекислотной коррозии, основным фактором, определяющим интенсивность коррозии, является парциальное давление сероводорода в составе газа. С ростом температуры скорость сероводородной коррозии увеличивается. Влияние сероводорода на интенсивность коррозии существеннее по сравнению с углекислым газом.
Аналитический метод определения параметров "средней" пакернои скважины
Технологический режим эксплуатации скважин, установленный с учетом того или иного ограничения или сочетания ограничений, изменяется в процессе разработки месторождений /6,73,170/.
Изменение технологического режима обуславливается или изменением того ограничения, по которому устанавливался данный режим, либо возникновением и влиянием новых ограничений на данном этапе разработки, которые из так называемых пассивных переходят в активные /6/.
Отметим, что технологический режим, устанавливаемый на начальной стадии разработки должен обеспечить максимальный дебит скважины при заданной характеристике пласта с учетом технико-экономических показателей. Необходимость пересмотра установленного технологического режима возникает в результате изменения параметров пласта и скважины в процессе разработки, проведения специальных мероприятий, направленных как на повышение производительности скважин, так и обеспечения надежности их эксплуатации.
Необходимость внесения корректив в технологический режим работы пакерных скважин на месторождениях сернистого газа обуславливается изменением основного (основных) технологического ограничения (например, уточнение величины допустимой "комплексной" депрессии -в результате уточнения допустимых величин депрессии на пласт и скорости потока газа), по которому был установлен существующий технологический режим на стадии освоения и эксплуатации рассматриваемых месторождений.
Изменение технологического режима эксплуатации пакерных скважин на рассматриваемых месторождениях, в первую очередь, связано с применяемой технологией добычи газа, которая отличается, при оснащенности пакерных скважин подземным оборудованием с антикоррозийным покрытием, от технологии добычи газа из скважин, которые оснащены обычным (без антикоррозийного покрытия) подземным оборудованием. Причем, в последнем случае, добыча может осуществляться как с непрерывной подачей в скважину ингибитора коррозии, так и периодической закачки ингибитора в пласт /170/.
Изменение технологического режима может быть также обусловлено изменением принятой конструкции скважин (как правило, изменение в процессе эксплуатации (уменьшение) диаметров лифтовых труб).
Повлиять на изменение технологического режима может также изменение (увеличение) количества поступающей в скважину пластовой и конденсационной вод /117/.
Изменение (уменьшение) парциальных давлений агрессивных компонентов (сероводород и углекислый газ) также являются основанием для пересмотра существующего технологического режима эксплуатации пакерных скважин /117/.
Срок пригодности и необходимость корректировки действующего технологического режима эксплуатации пакерных скважин на месторождениях сернистого гаэа зависит от темпа освоения месторождения, отбора газа и изменения факторов, которые интегрально определяют величину допустимой "комплексной" депрессии /170/.
Анализ геолого-технических условий освоения месторождений природного газа позволил выработать методические положения по управлению системой разработки при проектировании и эксплуатации месторождений, основным отличием которых является использование области рабочих дебитоЕ, в пределах которой осуществляется поиск рациональной величины и характера изменения дебита проектных и эксплуатационных скважин; область рабочих дебитов определяется в результате построения функции дебита "средней" скважины (с учетом максимальных величин выбранного технологического ограничения) в зависимости от пластового давления /112/.
Дана характеристика современного состояния проблемы установления и регулирования технологического режима работы газовых скважин. /117,119,123-125,132/. Показана низкая эффективность использования известных технологических режимов работы газовых скважин и соответствующих методов их регулирования (контроль и прогноз) в условиях пакернои эксплуатации скважин на месторождениях сернистого газа /108,110,115,117,123,125,133/. Причиной низкой эффективности (заметное расхождение прогнозных и фактических параметров работы) является значительная погрешность определения в пакерных скважинач забойных параметров эксплуатации /6,30,54,106,108,110,113,117,123, 125,133/.
В промысловой практике эксплуатации рассматриваемых месторождений наиболее широко используется, из известных технологических режимов, режим постоянной устьевой скорости потока rasa, обеспечивающий минимальную интенсивность коррозии скважинного и наземного оборудования, в связи с этим, на ОСНОЕЄ проведенных промыслово-экспе-риментальных исследований, установлена количественная связь между устьевой скоростью потока газа и интенсивностью коррозии металлов скважинного оборудования, позволившая установить допустимую (максимальная) величину устьевой скорости газа - 13 м/с /123/.
В результате анализа промыслового опыта эксплуатации месторождений сернистого газа выявлено, что применение данного режима не позволяет избежать серьезных осложнений (преждевременное обводнение и разрушение продуктивных пластав) в процессе эксплуатации скважин /117/. Единственный путь предотвращения этих осложнений - это соблюдение, наряду о ограничениями по устьевым параметрам, ограничений по забойным параметрам. Известными расчетными методами осуществить это практически невозможно из-за низкой достоверности определения в пакерных скважинах забойных параметров их эксплуатации /64, 106,108,110,115,117,119,123,125,133/. Поэтому проблема установления и регулирования технологического режимз работы пакерных скважин на месторождениях сернистого газа является актуальной, ее решение имеет важное практическое значение
