144. Факторы, влияющие на производительность газовых скважин

Факторы влияющие на производительность газовых скв. можно подразделить на:

Геологические условия

Разрушение призабойной зоны. Если продуктивный пласт сложен рыхлыми породами, при эксплуатации газовых скважин с высоким дебитом может происходить разрушение призабойной зоны. Твердые частицы породы, содержащиеся в струе газа, способствуют разъеданию подземного и назем­ного оборудования, образованию пробок, подземным обвалам и т. д.

Образование языков и конусов обводнения. В месторождениях, где газоводяной контакт находится близко от нижней отметки перфорационных отверстий, дебит газа ог­раничивают вследствие опасности образования конусов обвод­нения, что главным образом зависит от перепада давления и состояния призабойной зоны.

Технологические условия

К технологическим условиям, влияющим на выбор режима ра­боты скважины, можно отнести следующие:

образование гидратов в стволе скважин;

коррозия насосно-компрессорных труб;

образование гидратов в призабойной зоне пласта;обеспечение оптимальных условий при обработке газа; необходимость очистки забоя от жидкости и твердых частиц; обеспечение минимума пластовых потерь давления в зави­симости от расположения скважин и регулирования дебитов по отдельным скважинам и максимального значения коэффици­ента газа и конденсатоотдачи пласта

Влияние несовершенства газовых скважин на технологический режим эксплуатации[10]

Газоотдающие возм-и разраб-й залежи сущее-но завис от ха-ра связи ствола cкв-ы с прод пластом. От выбранных услов вскрытия прод разреза зависит технол режим экспл-ии. Влияние вскрытия пласта на произв-ть СКВ-н связано с услов вскрытия прод пласта, обеспеч сохранение его естественной прон-ти; степенью вскрытия и конструкцией забоя скважины, через котор осущ-ся гидродинам связь ствола с сква-й.

Влиян степени вскрытия на производ-ть газовых скв. Однопластовая звлежь. Известно, что на дебит скважины определяющую роль играет проницаемость призабойной зоны (дебит уменьшается в двое при ум-ии прон-ти призабойной зоны по сравнению с проницаемостью пласта в 4 раза). Поэтому велика роль выбора промывочной жидкости и величины перепада P на пласт при его вскрытии.

Произ-сть скв в значит мере завис от сов-ва вскрытия пласта. Несовер-во скв по степени и хар-у вскрытия вызывает доп сопр-е по пути движения ж-ти и газа (рис.4.1), прив-т к увеличению потерь p и пониж произ-ти скважин (рис.4.2).

Влияние степени вскрытия на произ-ть скв зависит от h прод пласта, его фильтрац св-в и х-ра их изм-я по S, h и послед-ти залег пр-ов с различ пр-ю. При этом надо отметить, что если вертик прон-ть kв много больше горизонт проницаемости kг, то увеличение отбора газа из скважины при заданной депрессии наиболее эффективно не за счет увеличения степени вскрытия, а за счет увеличения диаметра скважины. Если же, наоборот, kв << kг, то дебит скв растет практич пропорц-о степени вскрытия (рис. 4.2,кр. 3).Считается, что полная перфорация газоносного интервала всегда приводит к увеличению дебита скважины. Однако практика показывает, что прирост дебита скв за счет полноты вскрытия однородного пласта по сравнению с идентичным пластом, перфор-м до половины газоносного интервала (рис.4.2, кр. 1), может быть настолько незначит (порядка 14%), что существующая техника измерения профиля притока (дибитомер, шумомер и др.) практически не фиксирует прироста дебита скважины. Приведенная зависимость показывает, что если конструкция СКВ-ы не обеспечивает вынос частиц жидкости и твердых примесей, то практически неизбежно образование столба жидкости или песчаной пробки ниже середины интервала перфорации.

Многопластовая залежь. Если газоносный интервал состоит из нескольких полностью перфорированных пропластков, обладающих различной проницаемостью и гидродинамически взаимосвязанных, то отсутствие заметного прироста дебита особенно ярко выражено в интервалах с низкой проницаемостью (рис. 4.2,кр.4,5,6).Оптимальная величина вскрытия. Обобщая приведенные зависимости `Q от `h следует сделать следующие выводы:1) При наличии опасности прорыва конуса подошвенной воды оптимальным вариантом вскрытия однородных, анизотропных (с параметром анизотропии близким к единице) пластов, а также многопластовых залежей, где низкопродуктивный пропласток залегает ниже высокопродуктивного, является относительная толщина вскрытия`h = hвск/h »0,5 - 0,6.2) При наличии подошвенной воды необходимо вскрывать только часть пласта, обеспечивая при этом практически максимальную, безводную производительность скважин и минимальную опасность прорыва конуса подошвенной воды к ним.3) При чередовании высокопроницаемых пропластков с низкопроницаемыми часть перфорированного интервала с низкой проницаемостью вследствие малой производительности перекрываются столбом жидкости или песчаной пробкой и в работе скважины не участвует. Влияние характера вскрытия на производительность газовых скважинОбычно связь пласта со скважиной осуществляется перфорацией. Задачей перфорации является обеспечение максимальной производительности скважин при минимальных затратах, связанных с величиной интервала вскрытия, глубиной и числом перфорационных отверстий Понятие о максимальной производительности. Под максимальной производительностью в случае несовершенной по характеру вскрытия понимается дебит скважины, получаемый из предполагаемого интервала вскрытия при допустимой величине депрессии на пласт и отсутствии дополнительного сопротивления, вызванного перфорацией. В ряде случаев максимальная производительность скважин может быть обеспечена путём интенсификации при ограниченном числе перфорационных отверстий.

Факторы, влияющие на размеры перфорационных отверстий. Размеры перфорационных отверстий зависят от конструкции перфоратора, гидростатического давления, температуры и плотности среды, толщины слоя жидкости между перфоратором и стенкой скважины, твёрдости металла и цементного камня и др. С увеличением пористости и проницаемости породы глубина перфорационного канала увеличивается, а с увеличением прочности породы - уменьшаетсяФакторы, влияющие на дебит перфорированных скважин. При данных размерах перфорационных отверстий дебит скважины зависит от их числа, а при расчетах также от правильности определения коэффициентов несовершенства С1 - С4. Число отверстий, определённое как оптимальное при линейном законе, не всегда приемлемо в газовых и газоконденсатных скважинах. Относительный дебит (отношение дебита несовершенной скважины к дебиту совершенной), рассчитанный по формуле для линейного закона сопротивления, всегда больше дебита газа, определённого при нелинейном законе. Для заданных а, в и Рпл величина депрессии существенно влияет на относительный дебит газовых и газоконденсатных скважин и если величина депрессии на пласт неограниченна, то число перфорационных отверстий может быть минимальным. В анизотропных пластах, при прочих одинаковых условиях, плотность перфорационных отверстий должно быть значительно выше, чем в изотропных (рис.4.3, кр.1,2). С увеличением числа отверстий при этом существенно снижаются коэффициенты фильтрационных сопротивлений. Следует отметить, что производительность скважины, вскрывшей анизотропный пласт при меньшем диаметре отверстий и большем их числе, превышает производительность, получаемую при большем диаметре отверстий, но меньшем их числе (рис.4.3,кр.2,3,4)Для заданных ac, bc (коэффициенты фильтрационных сопротивлений совершенной скважины) и относительного дебита число отверстии n зависит от величины депрессии на пласт. Для получения заданного дебита при больших Dр2 требуется меньшее число отверстий. Величина Dр2 ограничивается пластовыми давлениями, устойчивостью пород к разрушению, наличием подошвенной воды и др. факторами. Поэтому число отверстий должно быть установлено с учетом перечисленных факторов. Расчеты показывают, что при прочих одинаковых условиях для заданного Q влияние Dр2 на число перфорационных отверстий n зависит от фильтрационных свойств пористой среды. Для заданного Q ухудшение коллекторских свойств пласта приводит к увеличению числа отверстий (рис.4.4