- •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
6.3.3 Обеспечение необходимой глубины спуска фонтанных труб перед проведением газогидродинамических и газоконденсатных исследований скважин
На глубину спуска фонтанных труб влияют: диаметр, дебит скважины, формы и размеры частиц породы и структура газожидкостного потока, толщина продуктивного интервала, распределение дебита в интервале перфорации, устойчивость пород к разрушению и др.
Спуск труб до нижних отверстий интервала перфорации не всегда рационален, из-за возможного прихвата труб, а также будут дополнительные потери давления при движении газа по затрубному пространству до башмака фонтанных труб и в самих трубах.
На практике часто отсутствует необходимая увязка между глубиной спуска труб, профилем притока газа и влиянием пробки на производительность скважин. Влияние высоты пробки независимо от глубины спуска фонтанных труб остается незаметным, если нижняя часть интервала перфорации низкопродуктивная и, если в изотропном пласте высота песчаной пробки не превышает 10÷20% общей перфорированной толщины продуктивного пласта. Нарушение закономерности влияния пробки на производительность может иметь место лишь в том случае, когда скважина вскрывает несколько пропластков с различными фильтрационными свойствами.
Благоприятные условия для выноса песка и спуска труб до середины и выше интервала вскрытия имеют место при увеличении проницаемости от кровли к подошве. Встречаемое на практике многообразие залегания пропластков с различной проницаемостью и устойчивостью требует в каждом конкретном случае анализа геолого-промысловых данных и установления, исходя из этих данных, диаметра и глубины спуска фонтанных труб.
Вынос частиц с забоя определяется скоростью потока. Считается целесообразным, чтобы скорость газового потока была примерно вдвое больше, чем скорость осаждения самых крупных частиц, выносимых газом из пласта.
Основным условием выноса частиц с забоя с целью предотвращения образования песчаных пробок является обеспечение скорости потока газа, превышающей скорость осаждения капель жидкости и частиц коллектора.
Рассмотренные выше факторы, влияющие на глубину спуска фонтанных труб, показывают, что при:
– равномерном притоке газа из интервала перфорации и наличии условий для накопления частиц на забое целесообразен спуск фонтанных труб до нижней границы интервала перфорации;
– снижении дебита скважины от кровли к подошве пласта также целесообразен спуск фонтанных труб до нижних отверстий интервала перфорации;
–скорости, обеспечивающей подъем частиц с нижнего интервала без фонтанных труб, и отсутствии условия разрушения коллектора и накопления частиц на забое фонтанные трубы могут быть спущены до кровли продуктивного пласта;
– интенсивном разрушении коллектора при небольших депрессиях на пласт вопрос о глубине спуска фонтанных труб должен быть решен с учетом конструкции фильтра;
– определении глубины спуска фонтанных труб потери давления в фонтанных трубах не должны являться единственным и определяющим фактором.
6.3.4 Влияние высоты и проницаемости песчаной пробки на дебит скважины
Изучение влияния высоты пробки на производительность газовых скважин показывает, что при разных высотах пробки, фиксированных давлениях над и под пробкой дебиты скважин существенно снижаются. Для одинаковых проницаемостей пласта и пробки, т.е. kпл=kпр и известном перепаде давлений в скважине ΔР и для различных высот пробки характер изменения относительного дебита =Qnp/Q от относительного вскрытия пласта =(h–hnp)/h показан на рисунке 6.1, из которого видно, что характер изменения от аналогичен зависимости от для несовершенной по степени вскрытия пласта.
Рисунок 6.1 – Зависимости от относительной высоты пробки :
1 – kпл=kпр; 2 – kпл=kпр/50.