Регулирование дебита и давления газовых скважин необходимость установления „процента отбора"

РАЗДЕЛ ВТОРОЙ ДОБЫЧА ГАЗА

Глава IV

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.

В области добычи газа существует термин «практическая продуктивность скважины» ^г. 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. Практическая продуктивность есть эффективный и экономически выгодный дебит. Указанные размеры ограничения в виде 20 или 25% относятся к более или менее крупным дебитам и к начальным стадиям эксплоатации. После того, как вследствие истощения пласта давление в нем сильно понизилось, допустимо брать весь дебит, который может давать скважина. В последнюю стадию эксплоатации можно добывать газ под вакуумом.

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.

Кратер

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 м²_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. м¹²⁴ 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.

Пробки

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

Фиг. 9.

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.

Фиг. 10.

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.

г<^

- rtdHyc

Фиг. 12.

Засорение пласта сухой пылью

Предположим, что скважина находится далеко от контура пластовой воды и ей не угрожает опасность преждевременного затопления. Предположим также, что газоносный пласт состоит из устойчивой породы и при чрезмерном отборе скважина не превратилась в кратер и не ставит песчаные пробки. Как будто все обстоит благополучно? Многие так и думают и не подозревают, что в пласте могут происходить следующие явления.

При чрезмерном отборе получается чрезмерно большая скорость движения газа по пласту к скважине. Эта скорость особенно велика около скважины. При такой скорости газ несет мелкие частицы породы и того цемента, который содержится в порах газоносного пласта и между зернами пласта. Эти частички, концентрически сходясь к скважине, в узком пространстве около скважины сближаются., сталкиваются и не успевают при сходящемся радиальном потоке пройти в скважину. В результате они плотно забьют все поры и каналы в пласте около скважины, и поступление газа в скважину сначала уменьшится и затем прекратится. Скважина перестанет давать газ. Прочистить эти засоренные сухой пылью пути в пласте вокруг скважины невозможно. Скважина погибла.

Охлаждение скважины. Раскрытие воды

Если скважина, получившая большой дебит газа из пласта высокого давления, эксплоатируется без противодавления на пласт и из нее берется максимальный дебит газа, происходит сильное охлаждение скважины. От очень большого пластового давления газ на коротком пути до устья скважины испытывает очень большой перепад давления. Из устья он выходит с атмосферным давлением. Если в пласте давление например 200 атм, а у устья атмосферное, газ в течение очень короткого времени расширяется в 200 раз. Это расширение газа сопровождается сильным понижением температуры. Констатированы случаи внезапного охлаждения газа и труб на 56° С. Если газ течет в зацементированной колонне обсадных труб, охлаждаются трубы и цементная корка.

Напряжение, возникающее в колонне обсадных труб при ее охлаждении, можно вычислить по формуле:

<у=?а(/₂ — /J,

_где o' —напряжение в кг/см²;

Е — модуль упругости в кг/см²;

а — коэфициент линейного расширения, равный для стали

0,0000117;

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

Расчет, сделанный по этой формуле, показывает, что охлаждение на Г С увеличивает напряжения в трубах на 23,4 кг/см². При охлаждении на 56° напряжение в трубах дойдет до 1310,4 кг/см².

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. м³/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. м³/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. м³/сутки, а гораздо больше».

Мы думаем, что судя по давлению, глубине и диаметру, дебит был более 1 млн. м³/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

Газоносные пласты имеют разный характер, разный состав и различную крепость. Есть пласты очень крепкие и устойчивые. Есть пласты, состоящие из песка, который при большом проценте отбора газа идет вместе с газом в скважину. Обычно плотность,крепость и устойчивость пласта зависят от его геологического возраста. Чем больше геологический возраст пласта, тем плотнее и крепче порода пласта. За длительный геологический промежуток времени пласт, находясь под нагрузкой вышележащих слоев, может слежаться и уплотниться ^г. Зерна кварца, будучи долгое время сильно прижаты друг к другу, срастаются. Из песка возникает песчаник, а песчаник может превратиться в кварцит.

Во многих месторождениях зерна породы пласта связаны друг с другом при помощи какого-нибудь цементирующего материала. В качестве такового главную роль играют кремнезем, углекислый кальций и углекислое железо. В табл. 6 дан анализ цементирующего материала одного типичного песчаника².

Таблица 6

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.

²    Анализ взят из книги W.-F. Cloud. .«Fetroleum Production», 1937, стр. 31.

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.

Примером крупного исключения может служить пласт Вилькоке -месторождения Оклахома-Сити. Этот пласт относится к нижнему силуру и лежит на глубине около 1900 ж. Он состоит из песка, а не песчаника. Песок —хорошо отсортированный и окатанный,ничем не сцементирован. При большом дебите он в крупных количествах выбрасывается из скважины.

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.

РЕЖИМ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Два режима. Распространенной теорией режимов нефтяных и газовых месторождений является теория американского геолога Стэнли Герольда¹²⁷.

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.

Таблица 7

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:

100 000x10x50x0,2=10 млн. м³ суммарного объёма пор и вытеснит из них 10 000 000x100=1 000 млн. м³ газа. Это количество газа исчислено при атмосферном давлении, а в пласте он был сжат до 100 ата * Отклонение от закона Бойля пока в расчет не принимаем. Только это количество газа и можно взять из скважины. Это составит 10 млн. ж³ на скважину в год, или 27 400 м³ на скважину в сутки. По* отношению к дебиту открытой скважины этот рабочий дебит составит меньше 9%. Следовательно, процент отбора должен быть не более 9%. До скважин фронт воды дойдет через 20 лет. За 20 лет все 100 скважин дадут 20 ООО млн. м³_у т. е. каждая скважина, в среднем, 200 млн.л*³, и в пласте останется прежнее давление, так как добытый газ взят с той территории, которая теперь занята водой. Объём газового резервуара уменьшился. Оставшийся газ имеет прежний удельный объём*

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. м³/сутки. В процессе эксплоатации из нее отбиралось около 230 тыс. м³/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/см² 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,

3)    давления,

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):

Таблица 8

Последовательно меняем пластинки, начиная с № 1, и производим девять замеров дебита и давления. Результаты замеров в виде точек наносим на диаграмму. Ось абсцисс служит для нанесения дебита, а ось ординат — для нанесения давления. Каждая ось разделена на 100 равных делений. Дебит наносится не в конкретных цифрах ж³, а в процентах от дебита скважины, сполна открытой. Давление наносится также в процентах от давления в скважине, сполна закрытой. Итого мы имеем для диаграммы 11 точек. Через них проводим линию и получаем кривую, которая характеризует скважину и пласт.

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.

Фиг. 15.

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.

Фиг. 16.

| 8»

Щ⁷⁰ || 60 50

11"

О 10 20 30 40_о 50 60 70 80 90 ЮО

Де&т 0 /о от де1т?а открытой МсЖаш

Таблица 9

Дебит и давление в скважинах трех типов

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 км² площади, и при нормальном расстоянии между скважинами это составляет 25% отбора. Предположим, что расстояние между скважинами 1 км и дебит открытой скважины — 400 тыс. м³/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:

1)    чок-ниппель или

2)    орифайс.

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

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.

Диаметр /га иam

Фиг. 17. 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.

Поверхностное .оборудование газовой скважины для эксплоатации состоит из следующих предметов:

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>

постоянной. В некоторых районах США (например в районе    ^фиг- ¹⁹-

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.

Если Р₂ — менее

0,56 Р_1?

то

Я=СР_г.    (1)

Здесь Q — количество газа, проходящего в сутки через чок-ниппель, а С — коэфициент, зависящий от диаметра чок-ниппеля. Если Q выразим в м³, замеренных при стандартных условиях, а Р_х в атп (метрических атмосферах) или в кг/см², то величины С определяются по табл. 10. Формула Q=CP_± и табл. 10 составлены на основании 300 замеров П. М. Биддисона, произведенных на различных скважинах при помощи чок-ниппелей разного диаметра.

Таблица 10

Табл. 10 составлена для следующих условий: Уд. вес газа (по отношению к весу воздуха) 0,6. Газ проходит к чок-ниппелю с температурой 15° С. Количество газа исчисляется при температуре 15°С и 1 ата.

Если уд. вес газа не 0,6, а другой, или если температура не 15° С, а иная, полученную цифру Q нужно умножить на множитель

/01Г288 У А-Т

где А —уд. вес газа,

Т — абс. температура. Предположим, что уд. вес газа 0,8, а температура 5° С. Цифру для Q, полученную по табл. 10, нужно умножить на

Y    0,6 х 288

Y    0.8 X 278 ^г’

Если давление после чок-ниппеля меньше 0,56 давления до чок-ниппеля, дебит не зависит от давления после чок-ниппеля. Это давление ему не мешает. Дебит зависит только от диаметра чок-ниппеля и от рабочего давления в скважине. Критическая скорость, при которой давление после чок-ниппеля'перестает влиять на дебит, зависит от отношения этих двух давлений. При критической скорости прохождения в цилиндрическом канале чок-ниппеля газ приобретает скорость звука в данном газе. Скорость звука в воздухе равна 331,9 м/сек. Скорость звука в газе обратно пропорциональна корню квадратному из молекулярного веса газа. Для метана она равна 447 м/сек. Крити-

р?

ческое отношение давлений для метана равно 0,546. Для сухого

И !

природного газа это отношение Рау лине и Шеллхардт принимают в размерах от 0,56 до 0,58.

Если давление после чок-ниппеля превышает 0,56 давления до чок-ниппеля, дебит определяется формулой

Q = С 1ГР₂(Р_Х-Р₂).    (2)

В этом случае дебит зависит и от давления после чок-ниппеля. Давление в газопроводе после чок-ниппеля уже мешает дебиту. Чем меньше разница в давлениях Р_г и Р₂, т. е. чем выше давление в газопроводе, тем меньше дебит, так как ему приходится преодолевать это противодавление. Здесь С определяется той же по табл. 10.

Если давление после чок-ниппеля превышает 80% давления до чок-ниппеля, то формула (2) для этих условий не точна. Такие случаи редки, так как, если давление после чок-ниппеля почти такое же, к^к до чок-ниппеля, нет особенной надобности ставить чок-нип-пель.

Вместо формул (1) и (2) и табл. 10 можно пользоваться табл. 11. Она составлена по указанным двум формулам и проверена замерами на практике. Все эти формулы и таблицы приложимы только к стандартным чок-ниппелям, имеющим форму и размеры в точности, как выше описано.

Предположим, что мы имеем газовую скважину, ведущую себя по кривой Б фиг. 16, и что в открытом состоянии она может давать 200тыс. м³ [сутки, а, будучи сполна закрытой, показала абсолютное давление в пласте 60 ата.

Предположим, что мы решили установить 15% отбора. Спрашивается, какой чок-ниппель надо поставить. 15% от 200 тыс. ж³составит 30 тыс. м³. Кривая Б показывает, что при 15% отбора абсолютное рабочее давление на дне скважины будет составлять 85% давления в скважине, сполна закрытой, т. е. 51 ата.

Предположим, что вес столба сжатого газа в скважине и потеря на турбулентность и трение при движении газа в скважине составит 2,3 am.

Абсолютное рабочее давление у устья скважины будет 48,7 ата ,(по манометру 47,7 am). Предположим, что давление в газопроводе после чок-ниппеля 18 ата. Это меньше половины давления до чок-ниппеля. По табл. 11 подбираем диаметр чок-ниппеля. Если поставим чок-ниппель диаметром 0,25", то дебит будет около 30 тыс, м³/сутки, т. е. почти 15% отбора.

Если поставим чок-ниппель ⁵/_ls" (0,313 мм) дебит будет примерно, 47 тыс. м^г!сутки. Это составит 23,5% отбора. При этом абсолютное давление на дне составит 82% от давления сполна закрытой скважины, т. е. 49,2 ата.

Мы можем нанести на индикаторную кривую данной скважины точки для всех девяти чок-ниппелей, и будет ясно, какой дебит будет при том или ином чок-ниппеле, какой при этом будет процент отбора и как снижает давление тот или иной чок-ниппель.

Рассмотрим теперь другой случай. Предположим, что скважина ведет себя по кривой А, а все остальные условия одинаковы. В этом случае давление перед чок-ниппелем при 17% отбора будет

0,98-60—2,3 = 56,7 ата (55,7 am) и через чок-ниппель0,25" скважина будет давать около 34 тыс. м³/сутки.

Если скважина ведет себя по кривой В, при 13% отбора давление перед чок-ниппелем будет только 0,73 и 60-0,73—2,3 = =41,5 ата и через чок-ниппель 0,25" скважина будет давать около 25 тыс. м^г1сутки.

Пропускная способность чок~ниппелей в м³ за 24 часа при давлении газа 1 ата и при температуре 15°, уд. весе газа 0,6 (по воздуху)

Орифайс

Для регулирования дебита и давления при эксплоатации газовых скважин вместо чок-ниппеля можно вставить в газопровод около скважины пластинку орифайс. Полный стандартный комплект таких пластинок содержит 9 пластинок. Диаметры их отверстий такие же, как у чок-ниппелей. Прибор орифайс —это перегородка в газопроводе, имеющая в середине небольшое круглое отверстие, через которое должен проходить газ (см. фиг. 20).

Угол cab — прямой. Линии ab не должны быть длиннее ^х/₄ расстояния аа. Линия bd есть часть окружности круга.

Канал ab—ab цилиндрический. Дальше канал расширяется по течению газа, представляя воронку.

Орифайс отличается от чок-ниппеля длиной ци-    —_:-

линдрического канала. В чок-ниппеле канал имеет    fix##газе

длину 6", в орифайсе — малую часть дюйма.    j_

тура струи газа перед сужением, в сужении и после сужения имеет сложную форму. Скорость и давление Фиг. 20. на этом протяжении меняются и сильно отличаются от скорости и давления на остальном протяжении газопровода, где газ течет спокойно.

Для орифайсов, служащих для регулирования дебита газовых скважин, установлена формула:

Q = C V(Pi-P₂) (0,45 Pi + 0,55 Р₂).    (3)

Это есть упрощенная формула, но для практических целей она имеет достаточную точность.

Здесь обозначения те же, что в формулах (1) и (2), но размеры ко-эфициента С другие. Коэфициент С в этой формуле приблизительно в 5,8 раза больше, чем цифры коэфициента С для чок-ниппеля по табл. 10.

По формуле (3) составлена табл. 12, показывающая пропускную способность восьми стандартных орифайсов при разном давлении.

Орифайсы скорее изнашиваются, чем чок-ниппели, но зато и стоят дешевле. Если газ несет мелкий песок, лучше ставить чок-ниппели. Но при правильной эксплоатации и при рациональном проценте отбора газ не несет с собой песок.

Орифайсы, как и чок-ниппели, должны быть сделаны из крепкой инструментальной стали.

Орифайсы удобнее чок-ниппелей в холодное время, когда газ, содержащий пары воды, при перепаде давления расширяется, охлаждается и выделяет твердые гидраты углеводородов. В этих случаях орифайсы не так быстро забиваются льдом, как чок-ниппели, благодаря конусному расширению на выходе. Но при рациональном проценте отбора перепад давления очень малый и обмерзание обычно не происходит или бывает лишь во время больших холодов.

Таблица Т2

Пропускная способность орифайсов в м³/сутки при 1 ата и при 15° (уд. вес __газа по воздуху 0,6)_

Давление в ати

=К

S'S S г-

U- О CJ

CU сd

Sf

5 о<«

Coo

0,125

0,750

0,250

0,313    |    0,375

0,500

0,625

0,188

289 480 248 570 230 530 206 450

173    830 251 750 223 980 215 480 193 630 163 950 233 980 199 330 180 380 153 470 111 820 196 250

174    680 165 900 142 170 105 080 168 230 150100 140 970 129 670

96    580 140 680

125    450 116 100 103 880

87 450

126    020 116 950 108 730

97    720 82 670

111 820 107 600 103 490

91    170 77 630 97 430

92    300 84 080 71 930 52 980 86030 82 670 76 150 65 950 48 950

25 310 22 510 20 870 18 690

15    740 22 790 20 270 19510

15    830 15 040

12    850 9510

15 240

13    590 12 800

7    930 11420 10 590

9 860

8    870

7    470 Ю 110

9    740 9 120

8    270

7    030 8810

8    350 7 620 6510 4810 7 790 7 470 6910 5 980 4 450

178 970 159170 147 480 132 280 111250 161 400 143 300 137 880

124    070

105    080 143 580 127 680 115 970

98 280 71 650

125    730 111 820

106    220 90 880 67 080

107 880 95 950 90 350 83 230 62 050 89 780 80 430 74 450 66 520 56 070 80 720 74 730 69 700 62 580

52    980 71 650 68850 64 570 58 300 49 520 62 300 59150

53    800 46 150 34 000

54    930 52 980 48 980 42 150 31 380

11 180

9 940 9 230 8 270

6    970 10 080 8 950 8 600

6    740 6010

5    640 5 190

3    880 5 610 5 010

4    640 4160

4    480 4 310 4 070 3 660 3110 3 910 3 680 3 370

2    890 2 120

3    430 3310 3 060 2 630 1 950

44 770 39 88) 36800

33    080

27    840 40170 35 980

34    570 31 100 26 250

35    980 31 950

28    890 24 580 17 930 31380 28 260 26 590 22 760 16 820 26 960 24 050 22 600 20 780 15 490 22 460 20100

8 640

6    650 4010

20 190 8 720

6    140 4610 2410 5 600

4    780 3 450 1 530

8    490 3 760 3 230 2210 0 540

7    850

401 660 356 990 330 820 297 160 250 620 362 650 322 330 311000 279200 236 130 322 330 286 030 259 970 221 180 161 150 282 850 251750 239320 207 270

153    750 242 680 216330 203 270 187 180

139    270 202 130

180    950

167    670 149750 126 300

181    770

168    520 156 830

140    970 119 180 161 150

154    880 145 250

131    430 111 530 140 120

132    850 121 170 103 600 76 500

123 780 119 180 109 870 94 820 72 550

70 270

62    300 57 730 51 850 43 630

63    150 56 070 54 080

48    670 41 020 56 350 50 080 45 300 38 500

28    090

49    230 43 920

41    580 35 700

26    330

42    150 37 650 35 420 33 650 24 270 35 130 31380

29    170 26110

21    970 31 670 29 439

19    450 24 440 23 140

21    090 18040 13310 21 580

20    730 19 140 16 530 12 290

100 800

89    500 82 950 74 170 62 580

90    600 80 720 77 630

69    900 59 150 80 720 71 930 65100 55 220 40170

70    800 62 870

59    780 51 280 37 930

60    630 54 080 51 000 46 720

34    850 50 370 45 300

38    780 36 270

32    800 27 920

35    130

33    080

30    280 25 910 19 110 30 870 29 740 27 470 23 730 17 650

7

35

42

49

56

7

31.5 35 42 49

7

28

35

42

49

7

24.5 28 35 42

7

21

24.5 28 35

7

17.5 21

24.5 28

7

14

17.5 21

24.5 7

10.5 14

17.5 21

7

10.5 14

17.5 21

3.5 7

10.5 14

17.5

70

63

56

49

42

35

31,5

28

24,5

Орифайсовая пластинка вставляется в фланцы газопровода около скважины. Для этого по краям она должна иметь отверстия, соответствующие отверстиям и болтам фланцев. Как и для чок-ниппелей, газопровод разделяется на две ветви, и в каждую вставляется орифайс. Запасная ветвь выключается задвижкой.

Штуцеры с регулируемым отверстием

Для регулирования дебита и давления газовых скважин кроме чок-ниппелей и орифайсов применяются и другие виды штуцеров. Применяются также штуцеры с меняющимся регулируемым отверстием.

На фиг. 21 изображены три формы установки штуцеров неменяю-щегося сечения на скважинах высокого давления и показано как вынимать эти штуцеры для замены. На время вынимания штуцера закрывается задвижка на ветви данного штуцера, открывается задвижка на запасной ветви, и газ пускается через запасный штуцера

Фиг. 21. Три формы установки штуцеров на скважинах высокого давления.

1 — место установки штуцера.

Штуцер меняющегося отверстия, изготовляемый заводом Шэфер в Калифорнии, изображен на фиг. 22. Он называется также игольчатым.

Проходное отверстие этого штуцера есть цилиндрический канал, переходящий на обоих концах в конические расширения. Патрубок_г в котором находится этот канал, на чертеже Шэфера назван трубкой Вентури, хотя это не есть в точности трубка Вентури. Конический наконечник стержня при вращении штурвала вправо входит в коническое расширение штуцера и уменьшает проход для газа. При вращении влево проход увеличивается. Получается гибкое регулирование. Но к этому штуцеру нет формулы и таблиц. Хотя на кронштейне, поддерживающем гайку, есть таблица, на которой нанесены давления, а на стержне есть индикатор, положение которого относительно таблицы указывает степень открытия штуцера, неизвестно, сколько при том или ином открытии штуцера и при том или ином давлении до штуцера и после штуцера проходит газа. При каждом положении штуцера нужно манометрами определить давление до и после штуцера и счетчиком, поставленным на газопроводе после штуцера, определить дебит газа. Только тогда картина станет ясной. При эксплоатации газовой скважины нет надобности постоянно или часто регулировать дебит и давление. Нет надобности часто менять дебит. Это даже нежелательно. Защитники штуцеров меняющегося регулируемого сечения говорят: «Такими штуцерами можно легко, быстро и в широких пределах изменять проходное сечение, что является значительным преимуществом их перед другими типами». При эксплоатации газовой скважины в широких пределах изменять проходное сечение штуцера не только не нужно, но даже вредно. Цель штуцера —дать тот процент отбора, который принят для данной скважины. Когда такой процент отбора установлен, штуцер принятого размера работает долго.

Фиг. 22. Штуцер Шэфера меняющегося сечения.

1 — трубка Вентури; 2 — тройник; 3 — сальник; 4 — проходной канал; 5 — конический (игольчатый) наконечник штуцера; 6 — стержень штуцера; 7 — камера для винта; 8 — индикатор; о_ ручной штурвал; 10 — запорная ручка.

Менять его приходится только в случае износа и опять-таки на новый штуцер прежнего сечения. Переход на другое, более широкое отверстие делается через длительный промежуток времени, исчисляемый в большинстве случаев месяцами, а иногда и годами. Что касается износа, то регулируемый штуцер, имеющий Подвижные части, изнашивается значительно быстрее, чем стандартный чок-ниппель или орифайс. Защитники регулируемых штуцеров признают, что в этих штуцерах «струя меняет свое направление на 90°, вследствие чего при значительном содержании в струе песка штуцер быстро выходит из строя».

Слабым местом в регулируемом штуцере является также сальник. Струя газа перед поворотом под углом 90° бьет прямо в сальник. Газ в канале штуцера имеет скорость критическую или сверхкритическую, г. е. в случае сухого газа более 380 м/сек. При такой скорости газ развивает большую силу напора, пропорциональную квадрату скорости, и сальнику приходится выдерживать этот напор. При большом давлении сальник может пропускать газ.

Регулируемые штуцеры стоят значительно дороже чок-ниппелей и орифайсов.

Регулирование дебита и давления задвижкой

Иногда регулирование дебита и давления газовых скважин производится при помощи задвижки. Этот способ регулирования не рационален, и применять его не следует. При таком регулировании задвижка частично открыта. Дебит определяется степенью открытия Задвижки. При частичном открытии струя газа омывает край задвижки. Этот край изнашивается. После этого задвижка для полного закрытия уже не годится. Она пропускает газ. Частичное открытие есть лишь порча задвижек. В эксплоатации задвижек существует принцип: задвижка должна быть или сполна открыта, или сполна закрыта. При этих двух положениях газ не омывает края задвижки, и задвижка не изнашивается.

Регулирование задвижкой не имеет достаточной точности и определенности. Можно считать число оборотов винт&, передвигающего задвижку. Но неизвестно, какое увеличение или уменьшение дебита дает тот или иной оборот при разном давлении и противодавлении. Отдельные обороты дают разное увеличение дебита. Никаких формул и таблиц к такому регулированию нет.

Глубинные штуцеры

Глубинные штуцеры иногда называются забойными, но мы считаем это название неудачным.

В газовые скважины для добычи газа обычно спускаются внутри обсадных труб насосные трубы. Их иногда называют фонтанными трубками. Насосные трубы имеют диаметры 1,5", 2", 2,5", 3" и 4". Газ из пласта идет внутри этих труб. На насосных трубах с внешней стороны между этими трубами и породой или между этими трубами и обсадными трубами выше газового пласта обычно ставится пакер. Он изолирует кольцевое пространство выше пакера от пласта. Глубинный штуцер помещается внутри насосных труб в нижней части скважины выше пласта. Перенос штуцера в нижнюю часть скважины имеет значение в двух отношениях:

1.    Проф. Юрен ¹²⁹ считает, что глубинный штуцер имеет коэфи-циент полезного действия несколько выше штуцера, установленного на поверхности, и при нем добыча идет с меньшей тратой энергии пласта. Для добычи газа это большого значения не имеет, так как для подъёма газа по скважине используется лишь ничтожная часть пластовой энергии, и добыча все равно идет с большим противодавлением на пласт, а когда давление в пласте при истощении пласта приближается к атмосферному, штуцеры не применяются.

2.    Штуцер создает перепад давления. Газ, проходя штуцер, сильно расширяется в объёме. Это расширение газа сопровождается его охлаждением. Из газа, несущего пары воды, выделяются твердые гидраты углеводородов, имеющие вид снега или льда. Они иногда закупоривают газопровод, штуцер, счетчики газа и регуляторы давления. Для борьбы с этим обмерзанием перенос штуцера на глубину может при-

нести пользу. На большой глубине в скважине имеется повышенная температура. При ней обмерзание штуцера не происходит. Охладившийся    газ,    идя    по    скважине выше    штуцера, снова нагревается. Это

и есть    главная    причина,    почему в    некоторых скважинах применяют

глубинные штуцеры.

При добыче газа глубинные штуцеры имеют малое распространение. Для борьбы с обмерзанием есть и другие меры. Спуск и подъём глубинных штуцеров сопряжен с затруднениями и неудобствами.

Есть три типа глубинных штуцеров:

Штуцеры, для спуска и подъёма которых нужно спускать или вынимать всю колонну насосных труб. Это — наиболее простой тип глубинного

штуцера.    По форме он походит на чок-ниппель, но    короче чок-ниппеля. Снаружи в

середине    он имеет буртик. Резьбы и флан

цев нет. Такой штуцер в начале спуска колонны насосных труб вставляется в середину муфты между двумя насосными трубами, как это показано на фиг. 23.

Формулы и таблицы стандартного чок-ниппеля не пригодны для глубинного штуцера. Если вместо поверхностного чок-ниппеля ставится глубинный штуцер, для получения того же процента отбора нужно взять штуцер с меньшим диаметром проходного отверстия, а какой нужен диаметр, это заранее сказать нельзя. Вы* Фиг. 23. Глубинный штуцер. _яснить этот вопрос можно только опытным

путем, испытав два или три размера штуцера и произведя замеры дебита газа счетчиком на газопроводе и замеры давления манометром у устья скважины, причем, если насосная колонна имеет пакер, можно определить только давление после штуцера, а давление до штуцера, знать которое очень важно, так и останется неизвестным. Следовательно, останется неизвестным и перепад давления, создаваемый штуцером при эксплоатации. На той же фиг. 23 показан другой тип глубинного штуцера.

Если на дне скважины при эксплоатации скапливается вода,, ее нужно своевременно удалять из скважины. Это удаление воды обычно производится при помощи колонны сифонных труб, спущенной внутри колонны насосных труб почти до дна скважины. Если в скважине находится глубинный штуцер, в нее нельзя спустить сифонные трубы.

Если вместе с газом идет мелкий песок, глубинный штуцер больше страдает и быстрее изнашивается от песка, чем поверхностный чок-ниппель, так как далеко не весь песок, прошедший через глубинный штуцер, доходит до поверхности. Значительная часть песка будет падать и скапливаться на штуцере, мешая проходу газа. Придется производить частую чистку.

Для осмотра, ремонта, замера и чистки глубинного штуцера этого типа нужно его вынуть из скважины, и для этого поднимается вся колонна насосных труб вместе с пакером. Подъём и спуск насосных труб в скважинах большого давления — очень трудное и сложное дело. При подъёме и спуске происходит перерыв правильной эксплоатации, могущий вредно отразиться на скважине.

Глубинные штуцеры с регулируемым отверстием. Есть глубинные штуцеры, в которых можно увеличивать или уменьшать проходное отверстие без вынимания штуцера на поверхность. Это делается при помощи поворота колонны насосных труб. Но если такой штуцер надо заменить другим, приходится вынимать всю колонну труб.

В общем глубинные штуцеры первых двух типов оказались мало пригодными и получили очень небольшое распространение.

Глубинные штуцеры, которые можно вынк-мать и спускать, невынимая колонны насосных труб. Эти штуцеры имеют сложное устройство. Есть несколько вариантов таких штуцеров. Наилучшими из них считаются штуцеры инж. Отис ¹³⁰ (Н. С. Otis). Фирма «Otis Pressure Control Inc.» в г. Даллас в штате Тексас изготовляет различное оборудование для работ в скважинах высокого давления и с подряда производит разные работы. Она постепенно совершенствовала глубинные штуцеры. Они применяются как в газовых скважинах, так и в фонтанных нефтяных скважинах.

Штуцеры и старого и нового типов можно вынимать и спускать без вынимания колонны. Но они имеют постоянное нерегулируемое отверстие. Если нужно уменьшить или увеличить отверсти^, нужно вынуть штуцер и заменить его другим.

В 1943 г. фирма Отис выпустила в продажу новый тип глубинного штуцера с меняющимся отверстием и назвала этот штуцер уже не штуцером, а регулятором. Первые два типа назывались «Bottom Hole choke», а последний тип «Bottom Hole reg lator».

Глубинный регулятор Отиса изображен на фиг. 24.

Регулятор собирается на поверхности и спускается в скважину внутри колонны насосных труб на тонком проволочном канате. Для спуска может служить замерный канат Халибэртона, применяемый при цементировке скважин. Регулятор к канату подвешен на легких трубчатых яссах. Когда регулятор спущен на нужную глубину, делают несколько ударов Яссами снизу вверх. Коническая труба 5 идет вверх, раздавая плашки шлипса в бока. Плашки впиваются во внутреннюю поверхность насосных труб. Регулятор крепко заклинен в трубах. Последним ударом ясс срезывают шпильку из мягкого металла, которой яссы прикреплены к регулятору, и вынимают все спускное оборудование.

Газ входит в регулятор через боковые отверстия в нижней трубе регулятора и затем проходит между верхним концом клапана и нижним концом подвижной трубы 75. Две пружины стремятся сблизить эти концы, а газ стремится их раздвинуть. Сила верхней пружины

Фиг.24. Глубинный регулятор давления Отис.

7 — патрубок, могущий скользить кверху и книзу по внутренней трубе регулятора;

2 — воротник патрубка 7, на этом воротнике висят плашки шлипса; 3 — кольцо, внутри которого проходят полосы, идущие к плашкам шлипса; 4 — три наружных плашки шлипса, могущие скользить кверху или книзу вокруг конической поверхности внутренней трубы регулятора; снаружи плашки имеют острую нарезку, которой могут задерживаться во внутренней поверхности колонны насосных труб; 5 — внутренняя труба регулятора, имеющая внутри одинаковый диаметр, наружная поверхность ее в средней части, где могут двигаться плашки шлипса, имеет коническую форму; конусность — малая, конус расширяется книзу; 6 — манжета из упругого материала; 7 — кольцо верхней манжеты; 8 — пакеровка кольца 7; 9 — кольцо и пакеровка кольца нижней манжеты; 10 — гайка, навинченная снизу на нижний конец трубы 5; при навинчивании этой гайки манжеты расширяются в бока; 7 7 — труба клапана, навинченная на нижний конец трубы 5; 12 — шевронная пакеровка; 13 - кольцо, служащее верхним упором для пружины; 14 — регулирующая пружина; 15 — внутренняя труба клапана, могущая давлением пружины опускаться, а давлением газа подыматься; 16 — кольцо, могущее давлением пружины опускаться; при опускании это кольцо тянет книзу трубу 15\ 17 — клапан, могущий двигаться кверху и книзу и регулирующий дебит газа и давление; 18 — пружина, подымающая клапан кверху; 19 — камера для клапана; 20 — пробка, запирающая клапан снизу.

так рассчитана, что газ под ней может проходьгь в достаточном количестве. Клапан создает перепад давления. Давление газа после клапана плюс давление пружины равно давлению газа до клапана. Если давление газа до клапана, т. е. пластовое давление, понизилось, пружина уменьшает проходное отверстие, газ идет в меньших количествах, а давление до клапана возрастает. Регулятор автоматически уменьшает дебит при понижении рабочего пластового давления и этим задерживает понижение пластового давления. Амплитуда регулирования доходит до 255 ООО м³ газа в сутки, т. е. на эту цифру регулятор может снизить суточный дебит.

Если нужно увеличить дебит, нужно уменьшить противодавление, т. е. давление в газопроводе. Поэтому, кроме указанного регулятора, иногда ставится штуцер на поверхности около, устья скважины.

Для того, чтобы противостоять разъедающему действию песка, идущего с газом, клапан сделан из термически обработанного металла К-Монель, а прикасающиеся к току газа поверхности трубы 15 и кольца 16 выложены «Кеннаметаллом».

Опыты показали, что из всех металлов эти два металла наиболее стойки против абразии.

Чтобы вынуть регулятор Отис из скважины, спускается на тонком проволочном канате особая ловушка.

Между ловушкой и канатом поставлены яссы.’ Сначала ударами книзу осаживают трубу 5. Против плашек шлипса благодаря этому будет находиться более узкое место этой трубы. Шлипс освобождается и весь регулятор вынимается.

При рациональной эксплоатации газовой скважины нет надобности Фиг. 25. Регулятор обратного да-в том регулировании дебита и да-    вления.

вления, которое производит регулятор Отис. Все требуемое регулирование проще, яснее и удобнее осуществляется стандартным чок-ниппелем или орифайсом. Ни формул, ни таблиц к регулятору Отис нет. Во время работы регулятора давление до него остается неизвестным. Точных цифр для установки пружины на определенное давление не имеется.

Вынимание и спуск регулятора Отис отнимает много времени. Проф. Юрен говорит, что на одно вынимание тратится иногда полсуток и даже более.

Регулятор обратного давления. По мнению некоторых авторов, регулирование дебита и давления газовых скважин при эксплоатации можно производить при помощи регулятора обратного давления. Такой регулятор ставится на газопроводе недалеко от газовой скважины. Он действует автоматически.

Регулятор обратного давления приведен на фиг. 25. В каталогах он обычно называется регулятором давления «до себя», так как регулирует давление в газопроводе на входе. Давление, передаваемое контрольной трубкой в верхнюю камеру диафрагменной коробки, действует на гибкую мембрану сверху и стремится опустить клапанный шток, т. е. открыть клапан. Если площадь мембраныS см², а требуемое давление на устье скважины Р кг/см*, то усилие, с которым это давление опускает клапанный шток равно PS кг. Груз устанавливается на таком расстоянии от оси — шарнира рычага, чтобы его усилие поднять клапанный шток (закрыть клапан) было тоже равно PS кг. Вместо рычага с грузом часто служит пружина, усилие которой регулируется установочным винтом.

Если мы поставим у газовой скважины только регулятор обратного давления и не поставим ни чок-ниппеля, ни орифайса, регулятор обратного давления будет все время держать одинаковое давление в скважине. Это давление первое время будет соответствовать принятому нами проценту отбора. В дальнейшем по мере истощения пласта при сохранении регулятором одинакового давления в скважине регулятор будет постепенно и медленно понижать дебит. Необходимо поэтому периодически передвигать груз на рычаге, но, как указывалось на стр. 64, это требуется делать через длительный промежуток времени, исчисляемый месяцами, а иногда и годами.

Выводы

Из вышеизложенного ясно, что для осуществления принятого процента отбора нужно применять чок-нипелли или орифайсы. Эти приборы надо предпочесть всем остальным описанным выше приборам.

При замене одного чок-нипелля или орифайса другим, установленным на запасном ответвлении газопровода, нужно одну задвижку открывать, а другую закрывать одновременно и с одинаковым темпом, чтобы не было прекращения, уменьшения или увеличения струи газа. Переключение струи газа с одной ветви на другую нужно выполнять, не меняя характера струи.

При длительной рациональной эксплоатации газовой скважины возможны два варианта регулирования дебита и давления.

1.    Сохранение постоянного диаметра чок-ниппеля или орифайса;

2.    Постепенный переход на чок-ниппели (или орифайсы) более значительных диаметров.

Сохранение постоянного диаметра чок-ниппеля. По мере истощения пласта можно увеличивать процент отбора, так как при невысоком давлении в пласте уже можно не опасаться тех вредных последствий, которые описаны ранее. Однако во многих газоносных районах США даже при истощении пласта сохраняют первоначальный процент отбора, т. е. первоначальные диаметры чок-ниппелей и орифайсов. Такая практика властями штата Луизиана, например, установлена для крупного газового месторождения Монро, состоящего в эксплоатации с 1915 г.

Предположим, что скважина имеет диаметр 100 мм и для 25% отбора эксплоатируется через чок-ниппель диаметра 10 мм. Если в течение долгого времени мы сохраняем это отношение диаметров постоянным, то и отношение дебитов через эти диаметры также сохранится постоянным, а отношение двух дебитов Q_3Kcrul и Qmqkc и есть процент отбора. Здесь <?_зкспл есть эксплоатационный дебит через чок-ниппель, a Qmqkc — дебит скважины, сполна открытой. При длительной эксплоатации пласт истощается и давление в нем понижается. Qmclkc и Qancnn есть функции этого давления. При понижении давления они будут понижаться одинаково. Это понижение при одном и том же диаметре чок-ниппеля растянется на очень продолжительное время. При сохранении одного и того же диаметра чок-ниппеля скважина будет иметь медленное понижение эксплоатационного дебита. В последнюю стадию эксплоатации нужно будет перейти на большие диаметры чок-ниппеля и затем на добычу без чок-ниппеля, чтобы из пласта получить весь газ, который может вытечь при минимальном давлении в пласте.

Дебит при сохранении постоянного диаметра чок-ниппеля будет понижаться пропорционально понижению пластового давления, как это показывает формула чок-ниппеля Q=CP_lf где Р_г есть давление до чок-ниппеля, т. е. пластовое давление, а С—коэфициент, зависящий от диаметра чок-ниппеля. Так как диаметр чок-ниппеля, а следовательно и С не меняются, Q будет понижаться пропорционально Р_х. Но когда Q понизится до таких размеров, при которых Р₂, т. е. давление в газопроводе после чок-ниппеля будет больше 0,56 Р_г, дальнейшее понижение будет происходить по другой формуле, а именно:

q=cVp^K-pJ-

Постепенный переход на чок-ниппели более значительных диаметров. Чтобы не иметь при понижении пластового давления большого понижения добычи, можно постепенно переходить на чок-ниппели более значительных диаметров, но этот переход надо начинать тогда, когда давление в пласте понизилось настолько, что увеличение процента отбора не повредит скважине и пласту. Если первоначальный дебит сполна открытой скважины и первоначальное давление в закрытой скважине очень велики и для добычи установлен малый процент отбора, придется долго эксплоатировать скважину через чок-ниппель малого диаметра. В районе Монро первоначальное давление в пласте было 76,3 ата. До 1 января 1944 г. прошло 27 лет эксплоатации. Добыто более 95 000 млн. м^ъ газа с площади 1113,5 м². Давление понизилось до 40 ата. На чок-ниппели более значительных диаметров еще не переходят. Процент отбора сохранен прежний. Эксплоатационный дебит, в первые годы был в среднем около 25 ООО м³ на скважину в сутки, а теперь — около 11 ООО м^г.

Падение добычи отдельных скважин компенсировалось вводом в эксплоатацию новых скважин.

Испытание газовых скважин факторы, подлежащие выяснению  »

Библиотека »