- •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
6.2 Обеспечение устойчивой работы скважин в условиях разрушения призабойной зоны путем применения фильтров
В условиях разрушения призабойной зоны пласта, критерием, исключающим процесс разрушения, является критический градиент давления, максимальное значение которого достигается у стенки скважины. По устойчивости к разрушению коллектора классифицируются как: неустойчивые, слабоустойчивые, среднеустойчивые, устойчивые и сверхустойчивые. Однако, по величине критического градиента давления специалисты не имеют единого мнения. Для перечисленных выше классификаций критическая величина градиента изменяется в диапазоне 0,05≤ΔP/ΔR≤1,5 атм./см. При вскрытии неустойчивых и слабоустойчивых коллекторов практически при любых градиентах давления происходит разрушение призабойной зоны пласта. Например, в продукциях скважин, вскрывших сеноманскую залежь, из-за ее неустойчивости к разрушению при любой депрессии на пласт, содержатся твердые примеси. По этой причине при обосновании технологического режима эксплуатации скважин, вскрывших сеноманскую залежь, величина депрессии на пласт на месторождениях Медвежье, Ямбургское, Уренгойское, Заполярное и др. была ограничена 5-ю атмосферами. Но это не означает, что при депрессии на пласт ΔР≤5 атм. разрушение призабойной зоны не происходит. Поэтому при обосновании технологического режима работы скважин, вскрывших неустойчивые и слабоустойчивые коллектора необходимо исходить: из снижения производительности скважин при соблюдении критерия, исключающего разрушение призабойной зоны пласта; интенсивности разрушения призабойной зоны по мере увеличения градиента давления; периодичности замены скважинного оборудования, включая арматуру из-за эрозии при значительном количестве твердых примесей в продукции скважины, а также из экономических показателей вариантов технологических режимов: при ограничении величины допустимого градиента и увеличения числа скважин для обеспечения заданного годового отбора газа из месторождения; эксплуатации скважин с превышением величины градиента давления в условиях разрушения призабойной зоны пласта, но с учетом затрат при этом на замену скважинного оборудования.
Последствие разрушения призабойной зоны пласта заключается не только в эрозии скважинного оборудования, но и в образовании песчаной пробки в пределах продуктивного пласта, если конструкция скважины и дебит не обеспечивают вынос продукта разрушения призабойной зоны. Влияние песчаной пробки на производительность скважины практически идентично влиянию несовершенства скважины по степени вскрытия пласта.
Поэтому при обосновании технологического режима работы в условиях разрушения призабойной зоны пласта необходимо использовать технологии исключающие разрушение неустойчивых коллекторов. Таких способов два:
Физико-химическое воздействие на призабойную зону для повышения устойчивости коллекторов к разрушению.
Технологическое воздействие на неустойчивые коллектора, т.е. использование фильтров.
Наиболее простым и надежным способом борьбы с разрушением призабойной зоны является использование фильтров для перекрытия интервала вскрытия пласта не пропускающих частицы породы к забою скважины.
Скважины, вскрывшие сеноманскую залежь, оборудованы фильтрами для предотвращения, но не обеспечивающие разрушение призабойной зоны (см. таблицу №82 в [10]).
Фильтры, предотвращающие поступления продуктов разрушения на забой скважины производят зарубежные фирмы в Англии, Франции, США и др.
Выбор размеров щелей фильтра должен базироваться на результатах определения гранулометрического состава коллектора. Как правило, размеры самых мелких частиц многократно превосходят размеры молекул газа и воды. Поэтому при обоснованном выборе размеров щелей фильтра, продукты разрушения не поступят на забой скважины.
Английская нефтяная компания использует фильтры как в условиях разрушения, так и для регулирования притока флюидов из интервалов с различными фильтрационными свойствами с целью обеспечения равномерности дренирования неоднородных по емкостным и фильтрационным свойствам пропластков. Такая работа выполнена с использованием 294 фильтров при вскрытии неоднородного пласта горизонтальной скважиной в Саудовской Аравии […].
Из изложенного следует, что при обоснованном использовании фильтров по технической характеристике соответствующей фильтрационным свойствам вскрываемых неустойчивых коллекторов и гранулометрическому составу пород проблема, ограничивающая технологический режим работы газовых и газоконденсатных скважин в условиях разрушения не возникает.