- •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
6.7.3.5 Определение температурного режима работы горизонтальной скважины с малым радиусом кривизны при наличии мерзлоты на вертикальном участке ствола
Ранее было подчеркнуто, что из-за небольших размеров искривленного участка горизонтальной скважины с малым радиусом кривизны ее температурный режим работы может быть определен с учетом изменения температуры только в горизонтальном и вертикальном участках. Поэтому при наличии мерзлоты на вертикальном участке, температурный режим работы горизонтальной скважины с малым радиусом кривизны, определяется в следующей последовательности:
– сначала по формуле (3.130) определяется распределение температуры газа в пласте в зоне от Rк до Rс изменение, которое вызвано созданием депрессии на пласт;
затем определяется температура газа по длине горизонтального участка на сечении, где ствол переходит в искривленный участок, по формуле (3.146) или (3.148);
далее рассчитывается температура газа на нижней границе мерзлой зоны по формуле (3.155);
после этого определяется температура газа в зоне мерзлоты по формуле (3.137).
Устьевая температура Ту, полученная с учетом ее потерь в пласте, по длине горизонтального и искривленного участков, а также в зоне мерзлоты должна быть выше равновесной температуры гидратообразования Тр, т.е. должна обеспечить условие Ту>Тр.
6.7.3.6 Определение температурного технологического режима работы горизонтальных скважин со средним и большим радиусом кривизны при наличии зоны многолетней мерзлоты на искривленном и вертикальном участках ствола
В ряде случаев, когда толщина мерзлой зоны большая (северо-восточные регионы России) она частично охватывает искривленный участок ствола скважины. В этом случае, температурный технологический режим работы горизонтальной скважины, определяется в следующей последовательности:
– сначала по формуле (3.130) следует определить температуру на забое (желательно у поворота), значение которой зависит от величины депрессии на пласт и дебита;
затем определяют температуру газа по формуле (3.146) или (3.148) для хг=Lгор, при условии, что отсчет температуры производится от торца горизонтальной скважины, где хг=0;
далее по известной температуре газа на нижней границе искривленного участка, т.е. на переходе горизонтального ствола в искривленный, определяют температуру газа на нижней границе мерзлой зоны, частично охватывающей искривленный участок, по формуле (3.151);
затем, используя формулу (3.159) определяем температуру газа на нижней границе вертикального участка;
по известной температуре на нижней границе вертикального участка рассчитывается распределение температуры газа в мерзлой зоне вертикального участка от нижней границы мерзлой зоны до нейтрального слоя, по формуле (3.137).
Приведенные выше условия определения температурного технологического режима работы горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин охватывают практически все возможные случаи наличия или отсутствия мерзлой зоны в разрезе ствола и конструктивные особенности горизонтальных скважин. При практических расчетах при небольших депрессиях на пласт, незначительных длинах горизонтальных участков, высоких пластовых температурах газа расчеты по обоснованию температурного технологического режима работы горизонтальных газовых скважин, в особенности с малым радиусом кривизны могут существенно упроститься. Это означает, что при высоких температурах пластового газа исключается возможность образования гидратов в горизонтальном, а в ряде случаев в искривленном и вертикальном участках ствола скважины. При небольших депрессиях на пласт (это одно из преимуществ горизонтальных скважин) и небольших длинах горизонтального участка ствола, изменение температуры газа на этом участке будет весьма незначительным и при практических расчетах этим изменением можно пренебречь и принимать Тзп=Тпл.
При обосновании температурного технологического режима работы горизонтальных скважин входящие в расчетные формулы, типовые свойства газа и горных пород, а также значения геотермических градиентов определяются методами, изложенными в работах [1, 2].