Расчет № 5
Характерными особенностями разработки месторождений на завершающем этапе, с точки зрения перспективы извлечения углеводородов, является снижение рабочего давления, низкий дебит скважин и их неудовлетворительное техническое состояние. Срок эксплуатации таких скважин приближается к критической отметке – 50 годам.
Очевидно, что при проектировании разработки месторождений на завершающем этапе, особое внимание следует уделить технологическим решениям, позволяющим стабилизировать темпы добычи газа и повышать газоконденсатоотдачу на эксплуатационных объектах.
Основными технологическими решениями являются:
- снижение рабочего давления на месторождениях с целью увеличения темпов отбора газа;
- переведение скважин на выше или ниже залегающие эксплуатационные горизонты;
- бурение новых эксплуатационных скважин;
- обновление ликвидированных скважин;
- проектирование бурения других (боковых) стволов низкодебитных скважин и скважин недействующего фонда;
- отделение пробковых горизонтов;
- обратная закачка инертных газов и др.
Наиболее эффективным технологическим решением, содействующим увеличению добычи газа на месторождениях с определенной степенью истощения, является понижение рабочего давления.
Достигают снижения давления на определенную величину:
- внедрением средств по очистке газопроводов от накопившихся отложений;
- ревизией и заменой запорной и регулирующей арматуры на объектах месторождений;
- поиском и привлечением в систему новых низконапорных потребителей природного газа месторождений с низким рабочим давлением;
- вводом в эксплуатацию компрессорного оборудования на базе УКПГ, ГС или ДКС месторождения.
Рабочее давление скважин – основной из влияющих факторов на величину дебита на месторождениях на завершающей стадии эксплуатации. Его величину определяют значения конечного давления и потерь при транспортировке газа.
Снижение конечного давления на пункте передачи газа приводит к снижению рабочего давления скважин, а увеличение перепада между пластовым давлением и давлением на устье скважин способствует увеличению объемов добычи газа.
Определение рабочего давления скважин месторождения проводят по годам эксплуатации в зависимости от тенденции изменения давления на входе в центральный газосборный пункт месторождения и выбранных компрессорных агрегатов.
Алгоритм рассчета включает следующие пункты:
1 Задаются величинами:
– давления на входе в центральный газосборный пункт Рвх;
– проектного объема добычи газа из месторождения Qпр;
– точностью расчета 
,
где Qфакт – фактический суммарный дебит скважин, тыс.м3/сутки.
2 Величина рабочего давления на устье скважин месторождений в каждый из годов дальнейшей эксплуатации месторождения равна:
, (1)
где Рвх – входное давление на центральном газосборном пункте (при эксплуатации с ДКС – на входе в ДКС) в каждый из последующих годов эксплуатации, кгс/см2;
∑ΔРсрм.г . – суммарные усредненные потери давления в системе межпромысловых газопроводов, кгс/см2;
ΔРсробв – суммарные усредненные потери давления в обвязке установок подготовки газа;
ΔРсршл – суммарные усредненные потери в шлейфах скважин.
Потери давления в межпромысловом газопроводе определяют как разницу между давлениями на начальном пункте и центральном газосборном пункте:
, (2)
где Рн - давление в начальном пункте, которое рассчитывают по формуле:
, (3)
где λфакт – фактический коэффициент гидравлического сопротивления, определяемый экспериментально для каждого отдельного участка межпромыслового газопроводов по алгоритму гидравлического расчета газопроводов;
Qпр – заданная фактическая продуктивность участка газопровода, равная проектному объему добычи газа из месторождения, млн.м3/сутки;
Δ – относительная плотность газа по воздуху;
Тср – средняя температура газа, К;
L – длина рассчитываемого участка газопровода, км;
zср – средний коэффициент сжимаемости газа;
d – внутренний диаметр системы межпромысловых газопроводов, мм;
Рвх –конечное давление на входе в центральный газосборный пункт, кгс/см2.
Суммарные усредненные потери давления в обвязке установок подготовки газа определяют исходя из количества объектов, на которых проводится сбор и подготовка газа (УКПГ, УППГ, ДКС (ГС)):
, (4)
где n – количество установок подготовки газа по пути его транспортирования от устья скважины до центрального газосборного пункта.
Величина потерь давления в обвязке установок подготовки газа определяют в процессе экспериментальных исследований путем замера давления в контрольных точках объекта: входная линия, вход и выход сепарационного оборудования, замерные диафрагмы, охранные краны.
Исходя из практики эксплуатации объектов подготовки газа, для инженерных расчетов средние допустимые потери давления можно принять по таблице 1.
Таблица 1 С редние допустимые потери давления
| Наименование объекта | Величина потерь давления, кгс/см2 |
| Входной узел и узел сепарации газа на ДКС | 0,275 |
| Сепараторы первой ступени УКПГ | 0,16 |
| Сепараторы второй ступени УКПГ | 0,167 |
| Газопровод-подключение | 0,075 |
| Потери в установках предварительной подготовки газа | 0,167 |
Потери давления в шлейфах скважин определяют как разницу между фактическим давлением на устье скважины и давлением на входе в установку подготовки газа:
(5)
Для каждой конкретной скважины месторождения данные о фактических давлениях на устье скважины и на входе в установку подготовки газа получают путем:
- измерения в полевых условиях;
- выбора из рапорта о режиме работы скважин месторождения.
Усреднение параметра проводят по количеству эксплуатационных скважин.
3 Величину фактического суммарного дебита скважин месторождения Qфакт (тыс. м3/сутки) определяют исходя из определенного рабочего давления на устье скважины месторождения по формуле Адамова:
, (6)
где р – абсолютное давление на устье скважины, МПа;
– абсолютное давление на забое скважины, МПа;
; (7)
где 
– относительная плотность газа;
– коэффициент сжатия газа в пластовых условиях;
Тср – абсолютная температура газа в пластовых условиях, К;
l – глубина спуска насосно-компрессорных труб, м
(8)
где 
– коэффициент гидравлического сопротивления скважины, значения которого принимают соответственно таблице 2.
екв – внутренний диаметр НКТ скважин, см;
где m – количество эксплуатационных скважин.
Таблица 2 – Величины минимальных значений еквивалентной шероховатости, дебита и коэффициента гидравлического сопротивления скважин для квадратичного течения газового потока
| Внутренний диаметр, см | Эквивалентная шероховатость стенки трубы, ε | Минимальный дебит, qmin, тыс.м3/сутки | Коэффициент гидросопротивления, λ |
| 2,54 | 0,01 | 3,7 | 0,028 |
| 4,03 | 0,007 | 6,5 | 0,027 |
| 5,03 | 0,006 | 0,026 | |
| 6,2 | 0,0048 | 0,025 | |
| 7,6 | 0,004 | 37,5 | 0,024 |
| 8,86 | 0,0034 | 0,023 | |
| 10,03 | 0,003 | 0,023 | |
| 12,57 | 0,0024 | 0,022 | |
| 15,23 | 0,002 | 0,021 | |
| 20,31 | 0,0014 | 0,02 |
Давление на забое остановленной скважины можно найти по формуле барометрического нивелирования Лапласа-Бабине:
(9)
– абсолютное пластовое давление, МПа;
Рст – давление на устье остановленной скважины после его стабилизации (статическое давление), МПа.
В условиях постоянной депрессии на пласт:
(10)
где ΔР – депрессия на пласт, МПа.
При наличии значений коэффициентов фильтрационных сопротивлений в какой-то момент времени А(t) и В(t) используют уравнение прилива газа к средней скважине.
(11)
4 При выполнении условия точности расчет считают законченным.
В случае невыполнения равенства проводят перерасчет расчетного давления на устье скважин, принимая в качестве проектного объема добычи величину фактического дебита скважин месторождения Qфакт.
Задание на расчет:
Найти давление на устье «средней» рабочей скважины месторождения в 2013, если:
- давление на входе в ДКС составит – 25 кгс/см2;
- проектная загруженность газосборной системы – 0,5 млн. м3/сутки;
- длина системы межпромысловых газопроводов – 45 км;
- усредненная температура газа в газосборной системе – 50С;
- плотность газа при нормальных условиях – 0,726 кг/м3;
- коэффициент сжимаемости природного газа – 0,91;
- техническая характеристика газосборной системы: коллектора с внешним диаметром 325 мм и толщиной стенки 12,5 мм, теоретический коэффициент гидравлического сопротивления коллекторов- 0,019;
- коэффициент гидравлической эффективности системы газосборных коллекторов – 49 %.
В состав газосборной системы входят:
- дожимная компрессорная станция;
- установка комплексной подготовки газ с двухступенчатой сепарацией;
- 2 установки предварительной подготовки газа с системой подводящих газопроводов (газопроводов-подключений);
- 5 шлейфов скважин с такими измеренными текущими режимными характеристиками:
| № шлейфа скважины | Устьевое давление, кгс/см2 | Давление на входе в УППГ, кгс/см2 | Давление на выходе в УППГ, кгс/см2 | Объем подачи газа, тыс.м3 |
- максимальное статическое давление на устье скважин – 95 кгс/см2;
- глубина спуска насосно-компрессорных труб – 5064 м;
- средняя температура газа в скважине – 12 0С;
- диаметр НКТ – 73 мм.
Скважины работают с постоянной депрессией на пласт – 30 кгс/см2.
Точность расчета должна составить не менее 5%.