1.6. Режим постоянного градиента по оси скважины .
Здесь rв – плотность пластовой воды; dp/dy – градиент давления на вершине конуса подошвенной воды (z=z0), направленный вверх вдоль оси скважины.
Указанный режим применяется в крепких коллекторах при наличии подошвенной воды.
1.7. Режим постоянной скорости газа на устье. Если в составе пластового газа имеются компоненты, вызывающие коррозию колонны НКТ и оборудования устья скважины (СО2, кислоты жирного ряда), фактором, ограничивающим дебит скважины, служит допустимая линейная скорость коррозии. Условием отбора газа будет максимально допустимая скорость газа в верхнем поперечном сечении колонны НКТ, при которой линейная скорость коррозии имеет допустимое значение. Экспериментально установлено, что при скорости газового потока меньше 11 м/с линейная скорость коррозии, обусловленной наличием СО2 не превышает 0,1 мм/год.
Для поддержания заданного условия отбора газа на забое или устье скважины во время эксплуатации необходимо на головке скважины при индивидуальном регулировании или на групповом пункте сбора и подготовки газа при групповом методе регулирования скважин изменять дебит или давление газа в соответствии с расчетом.
Изменение дебита (давления) осуществляется при помощи различных технических средств: 1) нерегулируемыми штуцерами постоянного или переменного диаметра; 2) регулируемыми штуцерами; 3) регуляторами давления; 4) расширительными машинами.
Следует отметить, что режим постоянной скорости потока на устье приводит к резкому снижению дебита скважины. Выбор более эффективного технологического режима при наличии агрессивных компонент связан с необходимостью применения труб с коррозийно-стойким покрытием, бурением скважин большого диаметра (с целью замены фонтанных труб на трубы большего диаметра в процессе разработки), а также использованием ингибиторов коррозии.
В условиях образования песчаной пробки, столба жидкости или гидратообразования технологический режим, обусловленный определённой скоростью на устье, может оказаться практически непригодным. Поэтому при необходимости выбора режима с постоянной скоростью потока необходимо проверять возможность образования гидратов и пробок в стволе скважины.
Вопрос № 2: «Гидромеханические методы воздействия на призабойную зону пласта».
2.1. Гидравлический разрыв пласта
Торпедирование, гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйную перфорацию и ядерные взрывы, обычно применяют в пластах, сложенных крепкими, плотными породами, имеющими небольшие проницаемость, пористость, но высокое пластовое давление.
Сущность гидравлического разрыва пласта — создание на забое скважин высокого давления, которое превышало бы местное горное давление на величину, зависящую от прочностных свойств горных пород. При таком увеличении давления в пласте образуются трещины или расширяются ранее существовавшие, что приводит к значительному увеличению проницаемости пласта. Созданные трещины закрепляют крупнозернистым песком.
Рисунок 1 - Схема проведения гидравлического разрыва пласта
1-продуктивный пласт; 2-НКТ; 3- эксплуатационная колона; 4- пакер.
Давление гидравлического разрыва, ориентация и размеры образующихся при этом трещин зависят от горного давления, т. е. давления вышележащих горных пород, характера и параметров естественной трещиноватости газоносных пород, а также величины пластового давления.
В процессе гидравлического разрыва пласта должны быть созданы такие условия, при которых в пласте возникают и закрепляются трещины. Скорости нагнетания жидкости разрыва должны быть такими, чтобы закачиваемый объем превышал приемистость пласта, подвергающегося гидравлическому разрыву. Необходимая скорость закачки зависит от вязкости жидкости разрыва и параметров призабойной зоны (проницаемости, толщины, конструкция забоя). Из этого следует, что в низкопроницаемых породах гидравлический разрыв может быть при сравнительно малых скоростях закачки с использованием жидкостей небольшой вязкости. В высокопроницаемых породах необходимо применять жидкости разрыва большой вязкости или существенно повышать скорости нагнетания.