2003_МИРЗАДЖАНЗАДЕ А.Хи др.-Основы технологии добычи г / 6

ма эксплуатации скважин устанавливается в виде постоянного градиента давления, и его изменение в течение всего периода разработки не допускается. Если скважина вскрывает коллектор с весьма низкой устойчивостью пород к разрушению, то в процессе разработки требуется поддержать градиент постоянным до тех пор, пока не будут проведены определенные мероприятия по предотвращению разрушения пласта. Величина допустимого градиента для газоносных пластов с низкой устойчивостью к разрушению устанавливается на скважинах рассматриваемого месторождения в период опытно-промышленной эксплуатации. При проверке правильности выбранной величины градиента не допускается использование данных, базирующихся на результатах испытания скважин, полученных при кратковременных исследованиях. В большинстве случаев в рыхлых коллекторах практически при любой величине градиента происходит разрушение пласта. Однако при сравнительно продолжительной работе скважины на данном градиенте после выноса породы из зоны определенного радиуса распространения градиента разрушение пласта должно прекратиться в результате перемещения выбранного градиента от стенки скважины в глубь пласта и отсортировки выносимых частиц породы.

Изменение технологического режима эксплуатации скважин, установленного исходя из разрушения пласта при превышении допустимой величины градиента, может происходить при укреплении призабойной зоны специальными смолами, внедрении одновременно раздельной эксплуатации в случае многопластовости, применении механических или гравийных фильтров, проведении ремонтно-профилактических работ скважинного или устьевого оборудования и др.

4. При установлении технологического режима, когда основным фактором является вскрытие пласта и гидродинамическое несовершенство скважины по степени и характеру. Тогда, если другие факторы, обусловливающие технологи- ческий режим эксплуатации скважин, не ставят ограничений ее производительности, изменение технологического режима является необходимостью только с точки зрения проведения промывки забоя скважины, СКО и его разновидностей. Если степень и характер вскрытия не обусловлены жесткими условиями при вскрытии пласта любыми промывочными растворами, то технологический режим устанавливается по мере дострела на перфорированной части фильтра и уплотнения перфорации до ее оптимальной величины.

С целью повышения производительности скважин в ряде случаев допускается открытый необсаженный забой или же спуск механических фильтров. Изменение технологического режима, связанное с вскрытием, необходимо также при системе эксплуатации сверху вниз или, наоборот, на многопластовых залежах.

5. При установлении технологического режима, когда основным фактором является наличие в составе газа коррозионно-активных компонентов, необходимость изменения технологического режима возникает, начиная с момента, когда дальнейшее увеличение диаметра насосно-компрессорных труб невозможно. При этом скорость потока газа не должна превышать определенной величи- ны в любом сечении ствола скважины. Превышение допустимой величины скорости потока в этом случае оценивается как снятие фактора коррозии. Если в процессе эксплуатации скважины даже в начальный период разработки производится закачка антикоррозионного ингибитора, то изменение технологического режима эксплуатации также становится необходимостью. Технологический режим эксплуатации скважины при определяющем факторе, связанном с корро- зионно-активными компонентами в газе, подлежит изменению (кроме случаев

575

правильного выбора диаметра насосно-компрессорных труб до их максимально возможной величины и закачки ингибитора против коррозии) также в случаях, когда необходимо поддержать определенное устьевое давление и когда увеличе- ние количества влаги в газе приводит к более интенсивной коррозии оборудования. Как правило, в процессе разработки по мере снижения парциального давления коррозионно-активного компонента интенсивность коррозии снижается.

6. Когда изменение технологического режима эксплуатации скважин обусловлено изменением коэффициентов фильтрационных сопротивлений, иными словами, изменением параметров пласта в призабойной зоне в результате очи- щения или загрязнения его в процессе разработки. Происходящее изменение параметров призабойной зоны выявляется периодическими исследованиями, проводимыми на скважинах. Если в зависимости от свойств пласта и флюида периодичность и характер изменения параметров призабойной зоны закономерны, то при проектировании разработки должен быть рекомендован такой технологический режим, который в среднем обеспечивал бы для заданного числа скважин плановый отбор газа из месторождения. На практике часто изменение установленного технологического режима происходит в скважинах, выносящих значительное количество жидких компонентов и твердых примесей при заданной конструкции скважины.

7.Когда изменение технологического режима эксплуатации скважины связано с многопластовостью. Эти изменения обусловливаются степенью истощения отдельных пластов в процессе разработки, применением системы одновременно раздельной эксплуатации скважин, изменением схемы сбора, очистки и осушки газа на промысле, необходимостью проведения изоляционных работ на одном из пластов и т.д.

8.Когда технологический режим устанавливали, исходя из влияния темпе-

ратуры на производительность скважин. В этом случае выбранный технологи- ческий режим, обеспечивающий безгидратный режим эксплуатации скважины, должен быть изменен, если:

производится ингибирование продукции скважины в стволе, т.е. дополнительные потери давления в пласте и в стволе скважины в результате подачи ингибитора исключают возможность образования гидратов;

система осушки газа обеспечивает необходимую температуру сепарации независимо от температуры поступающего из скважины газа;

âрезультате сравнительно длительной эксплуатации скважины (особенно

âрайонах Крайнего Севера) произошло перераспределение температуры газа в среде, окружающей ствол скважины, и это дает возможность изменить технологический режим ее работы;

производится спуск забойных нагревателей или теплоизоляционных лифтовых труб, позволяющих изменить технологический режим эксплуатации скважины, обусловленный определенной величиной распределения температуры в призабойной зоне пласта, стволе и на устье скважины.

9. Когда изменение технологического режима работы скважины обусловлено накоплением и выносом столба жидкости или песчаной пробки на забое скважин.

В этом случае, если дальнейшие изменения в конструкции насоснокомпрессорных труб исключены и поступающая из пласта конденсационная, пластовая вода или тяжелые компоненты углеводородов, переходящие в жидкое состояние в призабойной зоне и в стволе скважин, полностью не выносятся, то процесс накопления жидкостного столба приводит к изменению технологиче-

576

ского режима. Столб жидкости, как правило, удаляют путем закачки в ствол скважины ПАВ или путем повышения депрессии и соответственно дебита скважин. Аналогичное изменение должно быть произведено при накоплении песчано-жидкостной пробки на забое скважины, приводящей к изоляции части работающего интервала. В том случае, когда образовалась жидкостная или пес- чаная пробка, в процессе их удаления путем изменения глубины спуска и диаметра насосно-компрессорных труб или применения механических средств по удалению образовавшейся пробки установление нового технологического режима является необходимостью.

10. Когда изменение технологического режима эксплуатации обусловлено необходимостью поддержания определенной величины устьевого давления или его изменением. В этом случае величина устьевого давления, а в некоторых случаях — давления в промысловом газосборном коллекторе, требует изменения технологического режима по части скважин. Определяющую величину давления на устье скважин, на входе промыслового пункта осушки и очистки газа или промыслового газосборного коллектора устанавливают, исходя из дебита скважины, параметров (длина, диаметр и т.д.) шлейфов (коллекторов), величи- ны давления сепарации, давления на входе в компрессорную станцию и в нача- ле газопровода. По известной заданной величине давления в одном из перечисленных узлов производятся расчеты для определения технологического режима эксплуатации скважин с учетом различных потерь давления от названного узла до пласта.

Выше были рассмотрены некоторые основные и часто встречаемые на практике случаи, когда изменение технологического режима становится необходимостью. Допуская, что существует еще ряд случаев, когда изменение технологического режима эксплуатации по тем или иным причинам также необходимо, отметим, что в настоящее время при проектировании разработки и составлении технологической схемы опытно-промышленной эксплуатации в большинстве случаев не всегда предусматривается необходимость изменения технологического режима газовых и газоконденсатных скважин. Технологический режим эксплуатации по некоторым определяющим факторам принципиально является переменной величиной. Несоблюдение установленного технологического режима и его изменения в процессе разработки работниками промыслов приводят к преждевременному выходу скважин из строя и бурению дополнительных скважин.

Наиболее часто при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений используются режимы постоянного градиента, постоянной депрессии или дебита, а также постоянного забойного давления. Причем, как правило, установленный в начальной стадии технологический режим (например, постоянной депрессии или дебита) в период падающей добычи заменяется постоянным устьевым давлением по части скважин, устьевые давления которых отличаются от давления основного эксплуатационного фонда. В дальнейшем эти скважины с момента ввода компрессорной станции нередко переводятся снова на падающее устьевое давление. Существенное снижение пластового давления, производительности скважин, увеличение количества влаги в газе, низкая скорость потока газа в стволе скважины и другие факторы требуют предварительной оценки и выдачи конкретных рекомендаций по режиму эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождений с учетом возможного применения плунжерных лифтов, ПАВ и т.д. для более надежной оценки добывной возможности каждой скважины или группы скважин и месторождения в целом.

577

Время перехода от одного технологического режима к другому в основном зависит от фактора или сочетания факторов, по которым устанавливался данный технологический режим, от стадии разработки залежи и от условия сбора и транспорта газа. Вопрос выбора технологического режима в зависимости от того или иного фактора, являющегося определяющим для данного месторождения, решается проектирующими организациями на базе имеющихся геологопромысловых данных. Время перехода к новому режиму, зависящее от стадии разработки, диктуется темпом освоения рассматриваемого месторождения, потребностью народного хозяйства в газе по меньшей мере в данном районе, т.е. годовыми отборами, продолжительностью нарастающей, постоянной и падающей добычи. Кроме того, время изменения технологического режима связано с условиями сбора, т.е. с переводом от одной системы осушки к другой и начальными данными газопровода, соблюдение которых требуется весьма жестко.

В целом, при наличии возможности проведения прогнозных расчетов (в технологических схемах и проектах разработки) величин изменения пластового, забойного, устьевого давления и давления системы сбора, осушки и транспортировки газа, содержания и изменения во времени количества жидкости в газе, технологии эксплуатации скважин с известной конструкцией и других факторов – проектировщик обязан рекомендовать соответствующие сроки перехода от одного технологического режима работы на другой и определить критерии для выбора на каждой конкретной скважине правильного технологического режима работы.

Если это требование не будет выполняться, то на месторождениях могут произойти существенные отклонения проектных данных от фактической возможности промысла. Указанное выше положение касается временного или так называемого стадийного (в зависимости от периода разработки залежи) необходимого изменения технологического режима эксплуатации. Если же технологи- ческий режим установлен по какому-то из изложенных факторов, то в случае проведения ряда мероприятий в скважине или при неожиданных изменениях условий эксплуатации по различным причинам, необходимо текущее, в отдельных скважинах очень частое изменение технологического режима эксплуатации. Эта необходимость устанавливается по данным периодических исследований скважин или при проведении разных мероприятий в скважинах и корректируется в материалах по анализу разработки.

Из изложенного выше следует, что в процессе разработки происходит изменение технологического режима эксплуатации скважин. Эти изменения могут быть связаны как с самим фактором, по которому устанавливался данный режим, так и со стадией разработки и различными работами в скважине.

6.11. ВСКРЫТИЕ ПЛАСТА

ИКОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН

Степень реализации естественных газоотдающих возможностей разрабатываемых залежей в значительной мере зависит от характеристики связи ствола скважины с продуктивным пластом. Поэтому к числу важных вопросов при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений отно-

578

сится выбор условий вскрытия продуктивного разреза и оборудование забоев эксплуатационных скважин.

Метод вскрытия пласта, от которого зависит дебит скважины, обусловлен следующими факторами:

технологией вскрытия продуктивного разреза в процессе бурения; степенью или полнотой вскрытия продуктивного разреза; конструкцией забоя скважины, осуществляющей гидродинамическую связь

ствола с продуктивным пластом.

Одним из основных условий вскрытия пласта является предотвращение влияния промывочной жидкости на продуктивную характеристику призабойной зоны. Проникновение промывочной жидкости в призабойную зону пласта, как правило, приводит к значительному ухудшению проницаемости призабойной зоны, от которой существенно зависит производительность скважины. Так, например, когда проницаемость призабойной зоны в 4 раза меньше проницаемости пласта, производительность скважины уменьшается более, чем вдвое. Если проницаемость призабойной зоны приближается к нулю, то дебит скважины также стремится к нулю, независимо от размера зоны с пониженной проницаемостью.

Для предотвращения влияния промывочной жидкости на проницаемость пласта необходимо исходить из реальных геологических условий и характеристики продуктивного разреза, выбрать наиболее технологические промывочные жидкости. В настоящее время при вскрытии нефтяных и газовых пластов применяются глинистые растворы (обычные и утяжеленные); безглинистые водные суспензии; растворы на углеводородной основе и газообразные (воздух или природный газ) агенты. Наибольшее распространение получил глинистый раствор, так как обладая малой вязкостью, подвижностью, устойчивостью к воздействию внешних агрессивных агентов, он является наиболее удобным при бурении. Однако при вскрытии продуктивных пластов глинистый раствор оказывает на них отрицательное действие:

из-за проникновения в пласт дисперсных глинистых частиц, особенно при вскрытии трещиноватых коллекторов;

в результате проникновения в пласт фильтрата раствора и образования на забое твердой глинистой корки;

при проникновении в продуктивный пласт воды, вызывающей набухание глин в коллекторах, содержащих глины в породообразующем материале.

Степень влияния глинистого раствора на продуктивную характеристику призабойной зоны зависит не только от характеристики пласта, но и от перепада давления (репрессии на пласт, создаваемой глинистым раствором) на пласт, времени воздействия на пласт, а также от состава воды.

Исследования по изучению восстановления проницаемости коллекторов показали, что применение пластовой воды при вскрытии пласта обеспечивает восстановление первоначальной проницаемости до 86 % по сравнению с 50 % при использовании пресной воды.

Восстановление проницаемости призабойной зоны в значительной мере зависит от количества и глубины проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласт. Анализ промысловых данных показывает, что глубина проникновения фильтрата может достигать значительных размеров. Например, на месторождении Русский Хутор радиус зоны проникновения фильтрата равен 1,7 м, а на Расшеватском 1,8–2,6 м.

Большое влияние на количество и глубину проникновения в пласт промывочной жидкости имеет репрессия на пласт в процессе его вскрытия. В ряде

579

Ò à á ë è ö à 6.6

	Глубина скважи-	Текущее пласто-	Гидростатическое	Превышение дав-
Месторождение		вое давление,	давление глиняно-	ления раствора
	íû, ì			над пластовым,
		ÌÏà	го раствора, МПа	ÌÏà
Каневское	1700	11,77	19,55	7,78
Челябинское	2240	12,66	25,80	13,14
Ленинградское	2200	14,71	25,30	10,59
Старо-Минское	2170	16,00	24,95	8,95
Кущевское	1500	11,67	17,50	5,83
Крымовское	2400	21,60	27,60	6,00
Майкопское	2850	18,70	32,80	14,10
Березанское	2670	15,18	30,70	15,52
Сердюковское	2700	16,93	31,00	14,07

случаев, репрессия бывает настолько велика, что приводит к гидроразрыву пласта, а, следовательно, проникновению в пласт большого количества промывоч- ной жидкости.

Значительное превышение гидростатического давления столба глинистого раствора наблюдается при вскрытии и обработке истощенных пластов в хорошо дренированных коллекторах. В табл. 6.6 приведены данные по превышению гидростатического давления глинистого раствора по некоторым месторождениям Краснодарского края.

Влияние глинистого раствора при вскрытии и глушении на производительность газовых скважин может быть настолько большим, что первоначальную производительность не удается восстановить даже при увеличении депрессии на пласт в несколько раз. В табл. 6.7 приведены данные по дебитам некоторых скважин после капитального ремонта, а также сравниваются дебиты и депрессии на пласт после ремонта с их значениями до ремонта.

С учетом этих результатов необходимо обосновать параметры промывоч- ной жидкости для вскрытия пласта и проведение ремонтных работ на любой стадии разработки газовых и газонефтяных месторождений. Наиболее часто для этой цели предлагаются облегченные промывочные жидкости на углеводородной основе, преимущество которых заключается в практически ничтожной фильтрации в пористые среды. Такие растворы невосприимчивы к внешним факторам, не оказывают отрицательного влияния на глинистые отложения. Опыт их применения для глушения скважин показал, что естественная проницаемость призабойной зоны сохраняется, а сроки освоения скважин после ремонта снижаются до минимума.

		Ò à á ë è ö à		6.7
	Номер	До ремонта			После ремонта
Месторождение
	скважины	Qã,		Депрессия,	Qã,	Депрессия,
		òûñ. ì3/ñóò		ÌÏà	òûñ. ì3/ñóò	ÌÏà
Березанское	21	328		0,54	260	1,33
	53	416		0,23	330	1,42
Майкопское	15	620		0,63	560	1,75
	24	720		1,57	530	2,10
	24	550		1,20	550	2,00
Каневское	1	260		2,70	160	4,02
	3	145		0,63	80	3,35
	42	320		1,20	270	4,03

580

Одним из наиболее перспективных способов вскрытия продуктивных пластов является вскрытие с применением газообразных агентов. Имеющиеся литературные данные по вскрытию пластов с газообразным агентом показывают, что использование их приводит к увеличению показателей скорости бурения, сокращению времени освоения скважины и полному сохранению естественной продуктивной характеристики пласта.

Эти преимущества обусловили большую популярность данного способа за рубежом, и в настоящее время практически каждая фирма в той или иной степени использует его.

ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО РАЗРЕЗА ВЕРТИКАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ

Производительность скважины должна быть обоснована для случая, когда несовершенство скважины по степени и характеру вскрытия как фактор, влияющий на ее величину в пределах возможного, практически исключено. Для этого требуется полное вскрытие всего продуктивного разреза. Оно возможно на месторождениях пластового типа, как, например, на центральной части месторождения Шатлык. Если месторождение массивного типа, то вскрытие пласта по степени всегда будет несовершенным, так как полное вскрытие в таких случаях приведет к обводнению подошвенной водой. Гидродинамическое несовершенство скважины проявляется в том, что в призабойной зоне пласта с конечной толщиной из-за вскрытия пласта нарушается радиальность фильтрации.

Влияние несовершенства вскрытия на производительность скважины связано с удлинением пути фильтрации и образованием дополнительных сопротивлений притока газа к скважине, который в случае двойного несовершенства описывается уравнением

p2	− p2	= àQ + bQ2 ,	(6.144)
ïë	ç

ãäå pïë, pç — пластовое и забойное давления; Q — дебит скважины; à, b — коэффициенты фильтрационного сопротивления, определяемые по формулам

a = µzp=2ÒCë

ln

R*

+C +C

,

(6.145)

πÊhT

R

1

2

“2

c

b =

ρc2p=2zTCë

1

−

1

+Ñ

+Ñ

,

(6.146)

zπ2lh2Tc2

R*

3

4

Rc

ãäå µ, z — коэффициенты вязкости и сверхсжимаемости газа; Òïë, Òñò — пластовая и стандартная температура газа; Ê, l — коэффициенты и макрошероховатости пласта; h — эффективная толщина пласта; Rê, Rñ — радиусы контура питания и скважины; Ñ1, Ñ3 — коэффициенты несовершенства, связанные со степенью вскрытия пласта; Ñ2, Ñ4 — коэффициенты несовершенства, связанные с характером вскрытия пласта.

С точки зрения создания наименьших дополнительных сопротивлений в призабойной зоне, наиболее совершенной конструкцией является полное вскрытие продуктивного пласта, не обсаженного обсадной колонной. На практике не часто встречаются случаи, когда скважина гидродинамически совершенна. При выборе конструкции забоя газовой скважины необходимо учитывать:

581

литолого-физическую характеристику пород призабойной зоны пласта; толщину продуктивных горизонтов и величины их пластовых давлений; состав и физико-химические свойства газа, нефти и воды; условия вскрытия пропластков в процессе бурения, а также условиях их

эксплуатации; наличие подошвенной воды и близость краевых вод;

неоднородность газоносных (и нефтеносных при наличии оторочки) пластов.

Если предусмотрено освоение месторождения системой вертикальных несовершенных скважин, то должны быть обоснованы степень и характер ее несовершенства, в соответствии с принятым обоснованным решением о несовершенстве проектных эксплуатационных скважин. Расстояние от подошвы пласта (от газоводяного или газонефтяного контакта) до дна скважины определяется с учетом геологических особенностей залежи, устойчивости пород, последовательности залегания высоко- и низкопроницаемых пропластков, параметра анизотропии и других факторов. В соответствии с принятой величиной несовершенства рассчитываются коэффициенты несовершенства скважин.

Следует подчеркнуть, что из двух видов несовершенства, как правило, необходимо определить коэффициенты несовершенства только по степени вскрытия пласта, так как несовершенство по характеру вскрытия можно легко избежать путем увеличения числа перфорационных отверстий.

Для однородных пластов коэффициенты несовершенства по степени вскрытия Ñ1 è Ñ2 определяются по формулам, рекомендуемым в [93],

Ñ	= ln h h + 1			− h ln		δ /h	è	C = 1 h ,	(6.147)
1					Rc			3
ãäå h = hbc h , δ = 1,6	(1 −		2 ) è	Rc = Rc
		h				h ; hbc	—	вскрытая толщина	пласта;

Rñ — радиус скважины. Достоверность формулы (6.147) проверена экспериментами, результаты которых приведены в [104]. Естественно, что чем ниже вертикальная проницаемость, тем меньше участие в эксплуатации невскрытых пропластков. Влияние параметра анизотропии и неоднородности пропластков на производительность скважин показано на рис. 6.30 в безразмерных единицах, что позволяет использовать эти зависимости при проектировании месторождений с любой геологической характеристикой.

Для неоднородных залежей, неполностью вскрытых скважинами, аналити- ческие зависимости не получены. Даже для двухпластовой, неоднородной по параметрам пластов залежи коэффициенты несовершенства по степени вскрытия определяются весьма приближенно, в зависимости от величины вскрытия. В частности, если вскрыта часть одного из пластов двухпластовой залежи, то коэффициенты несовершенства по степени вскрытия находят по формулам

		K h	+ K h		1	−	Rc				2
	1 1		2 2							= (h1 + h2 )
Ñ	= ln						Rê	; C					1	+	1			,	(6.148)
									3						h1 + hc (1 − Rc
1			Ê1h1							h2
												h1				Rê )

ãäå K1, K2 è h1, h2 — соответственно проницаемости и толщины первого и второго пластов (в данном случае вскрыта часть пласта «1»).

Если один из пластов (в данном случае пласт «1») вскрыт полностью, то коэффициенты Ñ1 è Ñ3 определяют по формулам

582

Рис. 6.30. Зависимости относительного дебита вертикальной скважины от вскрытия пласта:

1 – изотропного; 2 – анизотропного;

3 – двухслойного, снизу изотропного;

4 – трехслойного, в середине изотропного; 5 – трехслойного, в середине изотропного; 6 – ïðè Kâ = 0

Рис. 6.31. Зависимости относительного дебита вертикальной скважины от числа перфорационных отверстий при различных коэффициентах фильтрационного сопротивления (à) и разности квадратов пластового и забойного давлений от числа отвертий при различных относительных

дебитах:

à: 1 – à = 0,3 è b = 0,1; 2 – àñ = 10 è bñ = 0,001; á: 1 – Q = 0,7; 2 – Q =

=0,6; 3 – Q = 0,4 (коэффициенты à =

=10 ì è b = 0,1)

K1h1 + K2h2 (1 − Rc Rê )

(1 −

)(h1

+ h2 )

(1 − hbc ) (h1 + h2 )

+

Kñð

h

−

C = ln

ln

;

1

Ê1h1

Ê1

h2hbc (h1 + h2 )

hbc (h1 + h2 )

h

+ h

1

1

1

h

C3 =

1

2

−

+

−

2

.

(1 − hbc ) (h1

+ h2 )

h1

h1 + h2

(1 − Rc

Rê )

hbc (h1 + h2 )

h1

1

− hbc (h1

+ h2 )

(6.149)

(6.150)

Если вскрыты полностью первый пласт и частично второй, то коэффициенты Ñ1 è Ñ3 вычисляют по формулам

583

K

− K

1 − h

h

+ h R R

Ñ1 = ln

“!

2

bc

( 1

2 )

c

*

;

K

− K

1 − h

h + h

“!

2

bc

( 1

2 )

C3

=

1

−

1

.

h

h + h

R R

− 1 − h

h

+ h

bc

( 1

2 )

ê

c

bc

( 1

2 )

(6.151)

(6.152)

Как было отмечено выше, коэффициенты несовершенства по характеру вскрытия зависят от: типа перфораторов, геометрических размеров перфорационных каналов, устойчивости пород и их фильтрационных характеристик. Они существенно изменяются при разрушении призабойной зоны при проведении работ по интенсификации притока газа к забою и т.д. Степень влияния числа перфорационных отверстий n на величину депрессии на пласт и на дебит скважины при известных коэффициентах фильтрационного сопротивления показана на рис. 6.31, à, á.

Вопрос о характере влияния на производительность скважин коэффициентов Ñ2 è Ñ4 полностью снимается при открытом забое скважины. Но открытый забой рекомендуется тогда, когда призабойная зона сложена из устойчивых к разрушению пород (сцементированные песчаники, трещиноватые известняки, доломиты и т.д.). Существенное значение при вскрытии пласта с открытым забоем имеет правильный выбор промывочной жидкости. Наиболее желательным является вскрытие пласта с помощью газообразных агентов, чтобы не создавать дополнительных сопротивлений в результате закупоривания трещин и фильтрационных каналов призабойной зоны. В результате неправильного вскрытия, открытый забой может иметь несовершенство, когда газ движется не по всей поверхности, а только по тем каналам, которые не закупорены фильтратом промывочной жидкости.

Связь пласта с забоем значительно ухудшается, независимо от отсутствия обсадной колонны, цементного камня и перфорационных каналов, в скважинах с открытым стволом в пределах продуктивного пласта, если создается зна- чительная депрессия на пласт. Промысловые и лабораторные опыты показывают (особенно при вскрытии трещиноватых коллекторов) на существенное снижение коэффициента проницаемости при снижении давления на забое скважины.

Если скважины вскрывают неустойчивые пласты, то в проекте необходимо предусмотреть готовые фильтры в пределах интервала перфорации. При этом могут быть использованы щелевые, проволочные, керамические и другие виды фильтров. Скважины, оборудованные готовым фильтром, наиболее близки к совершенной по характеру вскрытия (не считая скважин с открытым забоем). Однако следует учесть, что если газ содержит агрессивные компоненты, то металлические детали должны быть изготовлены в антикоррозионном исполнении.

Наиболее распространенной конструкцией забоя в газовых и газоконденсатных скважинах является зацементированная колонна с последующей перфорацией, пулевыми, кумулятивными и торпедными перфораторами. Наиболее надежным с точки зрения предохранения забоя от повреждений и имеющим большую пробивную способность является кумулятивный перфоратор. Удельный вес кумулятивной перфорации в настоящее время превышает 80 % от общего объема перфорационных работ.

Один из лучших способов вскрытия пласта – гидропескоструйная перфорация, но из-за технологических трудностей осуществления она не получила широкого распространения.

584