- •6. Обоснование технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин
- •6.1 Выбор технологического режима эксплуатации скважин и контроль за режимом
- •6.2 Обеспечение устойчивой работы скважин в условиях разрушения призабойной зоны путем применения фильтров
- •6.3 Технологический режим эксплуатации скважин в условиях образования песчано-жидкостных пробок
- •6.3.1 Определение дебита скважин при полном и частичном перекрытии пласта песчаной пробкой и столбом жидкости
- •6.3.2 Влияние депрессии на единицу длины пробки на степень загрязнения забоя скважин и условия образования или разрушения пробки
- •6.3.3 Обеспечение необходимой глубины спуска фонтанных труб перед проведением газогидродинамических и газоконденсатных исследований скважин
- •6.3.4 Влияние высоты и проницаемости песчаной пробки на дебит скважины
- •6.4 Температурный технологический режим работы вертикальных скважин
- •6.5 Технологический режим эксплуатации вертикальных газовых скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой
- •6.5.1 Определение безводного режима работы вертикальных скважин
- •6.5.2 Влияние параметра анизотропии пласта на безводный дебит скважины
- •6.5.3 Учет изменения положения контакта газ-вода в процессе разработки газовых месторождений при определении безводного дебита
- •6.6 Технологический режим эксплуатации газовых скважин при наличии в составе газа коррозионно-активных компонентов
- •Влияние углекислого газа на процесс коррозии
- •Влияние пластовой воды на коррозию
- •Влияние сероводорода на процесс коррозии
- •Влияние скорости потока на интенсивность коррозии
- •6.7 Обоснование и выбор технологического режима работы горизонтальных газовых скважин
- •6.7.1 Определение дебита горизонтальной газовой скважины, вскрывшей слабоустойчивый полосообразный фрагмент залежи
- •6.7.2 Определение технологического режима работы горизонтальных газовых скважин вскрывших однородные пласты с подошвенной водой
- •6.7.3 Определение температурного режима работы горизонтальных скважин
- •6.7.3.1 Определение температурного технологического режима работы горизонтальных газовых скважин при отсутствии зоны многолетнемерзлых пород в разрезе ствола скважины
- •6.7.3.2 Температурный технологический режим работы горизонтальной скважины с большим и со средним радиусом кривизны
- •6.7.3.3 Температурный технологический режим работы горизонтальной скважины с малым радиусом кривизны
- •6.7.3.5 Определение температурного режима работы горизонтальной скважины с малым радиусом кривизны при наличии мерзлоты на вертикальном участке ствола
- •6.8 Использование результатов исследования на стационарных режимах фильтрации для обоснования режима работы горизонтальных скважин
- •6.9 Изменение технологического режима эксплуатации скважин в процессе разработки
6.3 Технологический режим эксплуатации скважин в условиях образования песчано-жидкостных пробок
В условиях разрушения призабойной зоны пласта при скоростях потока газа, не обеспечивающих выноса частиц породы на поверхность, образуется песчаная пробка, существенно влияющая на установленный технологический режим эксплуатации скважин. При выборе технологического режима эксплуатации необходимо учесть все факторы, связанные с образованием песчаной пробки или столба жидкости. Наличие столба жидкости или песчаной пробки приводит к снижению дебита газовых и газоконденсатных скважин. Количественное влияние песчаной пробки на производительность газовых скважин соизмеримо с влиянием несовершенства скважин по степени вскрытия и зависит в основном от фильтрационных свойств и размеров пробки.
6.3.1 Определение дебита скважин при полном и частичном перекрытии пласта песчаной пробкой и столбом жидкости
Дебит скважины при полном перекрытии интервала перфорации пробкой можно оценить по формуле:
(6.4)
где Рпл, Рз – соответственно пластовое и забойное давления, МПа; δ – высота пробки, равная мощности пласта h, т.е. δ=h; а, b – коэффициенты фильтрационного сопротивления, определяемые из выражений:
, (6.5)
Здесь kпр – проницаемость пробки, мкм2.
Относительный дебит скважины, когда продуктивный интервал полностью перекрыт пробкой, приближенно определяется по формуле:
(6.6)
При частичном перекрытии пласта пробкой относительный дебит скважины определяется по формуле:
(6.7)
Дебит скважины, вскрывшей пласт толщиной Н и перекрытой столбом жидкости высотой δ=H, определяется по формуле:
(6.8)
где
(6.9)
ρж, ρг – плотности соответственно жидкости и газа в забойных условиях; φ – истинное газосодержание в интервале фильтра; Рз – забойное давление у кровли пласта.
Относительный дебит скважины при полном перекрытии столбом жидкости продуктивного интервала приближенно можно оценить по формуле:
(6.10)
При частичном перекрытии продуктивного интервала столбом жидкости, относительный дебит скважины оценивается по формуле:
(6.11)
где Q0 – дебит чистой (без столба жидкости) скважины; Q1, Q2 – дебиты из перекрытой и не перекрытой столбом жидкости интервалов пласта, соответственно.
6.3.2 Влияние депрессии на единицу длины пробки на степень загрязнения забоя скважин и условия образования или разрушения пробки
Степень загрязнения забоя скважины песчаной пробкой связана со скоростью потока и депрессией, приходящейся на единицу длины пробки.
Для известных значений давления у кровли Рз и проницаемости пробки, в которой значителен градиент давления, сила, действующая на пробку высотой δ и сечением 1 см2, определяется по формуле:
(6.12)
где Рпод – давление у подошвы пласта, МПа.
Удельный перепад на единицу длины пробки приближенно определяется по формуле:
(6.13)
Влияние депрессии на процесс образования пробки оценивается по формулам:
, (6.14)
. (6.15)
Формула (6.14) позволяет определить:
1. Критическую высоту пробки при условии:
(6.16)
2. Непрерывный рост пробки при:
(6.17)
3. Разрушение и вынос пробки при:
(6.18)
где ρп – плотность вещества, образующего пробку, кг/м3.
Образование песчаной пробки или столба жидкости непосредственно связано с выбором диаметра и глубины спуска фонтанных труб, распределением дебита в интервале перфорации и дебитом скважины.