- •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
6.8 Использование результатов исследования на стационарных режимах фильтрации для обоснования режима работы горизонтальных скважин
Одна из основных задач газогидродинамических исследований скважин является установление связи между депрессией на пласт и дебитом скважины, а также количеством жидких и твердых примесей. Многочисленные промысловые исследования газовых скважин показывают в большинстве случаев коэффициенты пропорциональности между разностью квадратов пластового и забойных давлений и дебитом газа а и b становятся переменными от режима к режиму. Это связано, прежде всего, с изменением свойств пористой среды и насыщающих ее флюидов от изменения забойного давления.
По данным исследования скважин на стационарных режимах фильтрации должен быть обоснован режим эксплуатации с учетом возможности деформации и разрушения призабойной зоны, образования песчано-жидкостных пробок, гидратов и конусов подошвенной воды и т.д. Особую опасность для горизонтальных скважин представляет возможность образования гидрозатворов связанных с конструктивными особенностями таких скважин. Для исключения возможности образования гидрозатворов необходимо обосновать и выбрать такой профиль вскрытия пласта, при котором исключается такая возможность. В ряде случаев такая конструкция ухудшает условие эксплуатации скважин без обводнения. Характерные виды зависимостей между количеством примесей в газе и депрессией на пласт для коллекторов со средней устойчивостью показаны на рисунке 6.10. При построении таких зависимостей следует учесть не только процессы стабилизации забойных давлений и дебитов, но и стабилизации процессов разрушения и выноса твердых примесей. Опыт исследования по выявлению разрушения пласта в призабойной зоне показывает, что стабилизация разрушения и выноса твердых частиц происходит в течение нескольких дней.
Поэтому специальные исследования скважины на вынос песка следует проводить только в нескольких скважинах, расположенных на различных участках залежи. На интенсивность разрушения призабойной зоны существенно влияет обводнение скважины. Поэтому аналогичные исследования выборочно следует проводить и после обводнения скважин. Для таких скважин необходимо соответствующая конструкция диаметра и глубины спуска фонтанных труб, обеспечивающих вынос продуктов разрушения на поверхность. Лабораторные исследования по разрушения и выносу частиц слабоустойчивых коллекторов показали, что для выноса на поверхность независимо от формы частиц с размерами до dус0,5 мм необходима скорость движения потока V5 м/с.
При несоблюдении этого условия возможно образование песчаной пробки. Следует также подчеркнуть, сто гранулометрический состав выносимых частиц изменяется во времени при заданном градиенте давления и этот процесс характерен для каждого режима (депрессии) работы скважины. На рисунке 6.11 показан характер изменения выхода твердых примесей во времени в процессе специального исследования.
Рисунок 6.10 – Зависимость количества выносимой примеси от величины депрессии на пласт различной устойчивости:
1 – среднеустойчивый; 2 – слабоустойчивый; 3 – неустойчивый пласты.
Рисунок 6.11 – Изменение выноса песка во времени при режиме работы скважины с дебитом Qг=800 тыс.м3/сут.
При исследовании скважин на стационарных режимах работы необходимо величину допустимой депрессии ограничить возможностью обводнения скважин. Если скважина обводнена на каком-то режиме в процессе опробования, то последующее соблюдение величины допустимой депрессии на пласт не гарантирует безводную эксплуатацию скважины. Поэтому прежде чем начинать исследования следует расчетным путем установить допустимую величину депрессии на пласт и исследование провести на депрессиях, не превышающих эту величину. Следует учесть, что наибольшая депрессия на пласт имеет место у башмака фонтанных труб. Это означает, что в горизонтальных скважинах максимальная депрессия на пласт будет иметь место у перехода ствола от горизонтального направления к искривленному, если горизонтальный участок ствола не оборудован фонтанными трубами.
Ограничение на величину депрессии на пласт следует соблюдать только после детального анализа данных геофизики и материалов отбора керна вблизи газоводяного контакта. Если между стволом скважины и контактом газ-вода имеется низкопроницаемые пропластки, то ограничение на величину допустимой депрессии на пласт связанное с возможностью обводнения снимается.