- •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
6.4 Температурный технологический режим работы вертикальных скважин
При низкой температуре пласта и окружающей ствол скважины среды и из-за наличия влаги в газе создаются условия для образования гидратов в призабойной зоне и в стволе, что осложняет работу скважины. Исключить возможность гидратообразования можно путем правильного выбора технологического режима работы или закачкой антигидратных ингибиторов в скважину. Равновесные давление Рр и температура гидратообразования Тр зависят от состава газа, влагосодержания, тепло-физических свойств и параметров окружающей ствол скважины среды и др.
Для безгидратного режима работы скважины чтобы гидраты не образовывались в призабойной зоне пласта, необходимо обеспечить Тз>Тр. При этом величина Тз определяется по формуле (3.130), где значения Тз и Рз достигаются при условии, что в этой формуле R заменяется на Rс. Далее по формуле (3.132) определяется распределение температуры по стволу. Для этого в формуле (3.132) величину x следует заменить на глубину скважины Нв. Коэффициенты Di и Ср, входящие в эту формулу определяются для средних значений давления Рср=(Рз+Ру)/2 и Тср=(Тз+Ту)/2.
Чтобы гидраты не образовывались в стволе скважины необходимо выполнение условия Ту>Тр.
Определение возможности образования гидратов в призабойной зоне и в стволе скважины необходимо для выбора способа и места подачи ингибитора. Значение Тр для каждого месторождения определяется отдельно лабораторным или аналитическим методами.
Расчеты по определению безгидратного режима работы призабойной зоны проводятся в следующей последовательности:
По известному массовому расходу G, согласно главе 3 рассчитывается Тз. По графическим зависимостям при известной плотности газа или расчетным путем определяется Тр.
Полученные значения Тз и Тр должны удовлетворять неравенству Тз>Тр, при котором гидраты в призабойной зоне пласта не образуются. Устьевая температура Ту при отсутствии зоны многолетней мерзлоты определяется согласно методике, приведенной в главе 3, а для ствола Ту>Тр.
Безгидратный режим работы скважины, проходящей слой многолетней мерзлоты, определяется следующим образом.
Согласно главе 3 по формуле (3.132) вычисляется температура газа, входящего в зону многолетней мерзлоты.
Зная Тмо, используя формулу (3.137) определяют распределение температуры в интервале многолетней мерзлоты. Верхняя граница этой зоны в большинстве случаев совпадает с глубиной нейтрального слоя.
В скважинах, расположенных в зонах многолетней мерзлоты, гидраты могут образоваться на любой глубине. Поэтому условие Тр<Ту, исключающее образование гидратов по стволу, справедливо и при наличии многолетней мерзлоты.
Если расчеты с различными режимами показывают, что удовлетворить Тр<Ту в данной скважине невозможно, то необходимо обеспечить подачу ингибитора в скважину.
6.5 Технологический режим эксплуатации вертикальных газовых скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой
6.5.1 Определение безводного режима работы вертикальных скважин
Технологический режим эксплуатации газовых скважин при наличии подошвенной воды (см. рисунок 6.2), т.е. их предельные безводные дебиты определяются приближенно.
Рисунок 6.2 Схема вскрытия пласта с подошвенной водой вертикальной скважиной.
При заданном в призабойной зоне гиперболическом характере изменения толщины газоносного пласта предельный безводный дебит газовой скважины определяется по формуле:
, (6.19)
где . При ранее принятых обозначениях параметров в формуле (6.19) и вводя новые:
k0=4b*ΔP2/a*Rc; а*= μZРатТпл/πkhТст и b*=ρaтPaтZTnл/2π2lh2Tст (6.20)
получен безразмерный безводный дебит имеющий вид:
(6.21)
Тогда формула для определения предельного безводного дебита скважины при гиперболическом характере изменения толщины газоносного пласта в призабойной зоне примет вид:
(6.22)
При расчете безводного дебита Qnp в формулу (6.22) следует подставлять величину ΔР2доп, определяемую по формуле:
(6.23)
где ρв, ρг – соответственно плотности воды и газа в пластовых условиях; g – ускорение силы тяжести; η – высота столба жидкости, обеспечивающая давление 0,1 МПа.
С достаточной для практики точностью величину ΔР2доп можно определить по формуле:
или (6.24)
где ,
С учетом этих изменений формулы (6.20) и (6.21) примут вид:
; ;(6.25)
По формуле (6.25) рассчитывались предельные безводные дебиты скважин с исходными данными: Рпл=30 МПа; h=50 м; Rк=500 м; Rс=0,1 м; bис=0,58·10-4; аис=0,0056; 0,056 и 0,56 для различных относительных вскрытий; h=0,1+1,0. Полученная зависимость предельного безводного дебита Qnp от h показывает (см. рисунок 6.3), что существует некоторое вскрытие, при котором предельный безводный дебит становится максимальным. Установлено, что с увеличением коэффициента aис, Qпp уменьшается. Для получения максимального дебита степень вскрытия пластов с низкой продуктивностью должна быть больше, чем таковая пластов с высокой продуктивностью.
Рисунок 6.3 – Зависимости предельного безводного дебита Qпр от относительного вскрытия пласта при Рпл=30 МПа:
кривые соответствуют величинам 1 – k0=161; 2 – k0=1,61 и 3– k0=0,0161.