2.8 Результаты расчета коэффициентов фильтрационных сопротивлений

Определив пластовое, забойное давления и дебит скважины на каждом режиме определяем коэффициенты фильтрационных сопротивлений графическим методом.

Результаты обработки сводим в таблицу 2.6.

На рисунке 2.1 построены индикаторные кривые по зависимости 2.45 и линейной зависимости 2.46.

Таблица 2.6 – Результаты расчета коэффициенты фильтрационных сопротивлений

Рисунок 2.1 – Графоаналитический расчет коэффициентов А и В скважин № 517, 526, 8002

3 Технологический режим работы газоконденсатных скважин

3.1 Общие положения

Технологический режим работы газовых и газоконденсатных скважин зависит от множества факторов, связанных со структурой месторождения, характеристикой пористой среды и пластовых флюидов, конструкцией скважин и техническими условиями эксплуатации скважинного и промыслового оборудования и др.

Многочисленность факторов, влияющих на технологический режим работы скважин, значительно затрудняет полный их учет при практических расчетах. К этому следует добавить, что некоторые из них не поддаются регулированию. Так, например, отсутствие прочностных характеристик пластов на различных месторождениях не позволяет однозначно определить величину критического градиента при установлении технологического режима работы скважин, вскрывших деформируемые пласты.

Критерии, обусловливаемые разными факторами, приведенными выше, значительно влияют на производительность скважин.

В качестве критериев при выборе технологического режима ис­пользуются:

, , (3.1)

, (3.2)

, (3.3)

, (3.4)

, (3.5)

. (3.6)

Деформация и разрушение пласта в призабойной зоне, возможности образования гидратов, конусов подошвенной воды (нефти), прорыв газа через нефтеносный пласт, образование или разрушение песчано-жидкостных пробок, начало конденсации или дегазации нефти, степень коррозии и т.д. выражаются одной из приведенных выше зависимостей. По мере истощения месторождения, продвижения подошвенной и краевых вод, снижения дебита и давлений, изменения состава добываемой продукции наступает время, когда установлен­ный режим не обеспечивает нормальную работу скважины. Тогда производят замену одного режима другим.

3.2 Критерии выбора технологических режимов работы скважин

1. Режим постоянного градиента на стенки скважины, если пласт неустойчивый или слабоустойчивый и происходит разрушение призабойной зоны при превышении некоторого значения градиента давления. Величина градиента, исключающего разрушение призабойной зоны, определяется двумя способами: специальным исследованием скважин с целью определения зависимости dP/dR и количества выносимого песка из скважины, естественным путём обеспечения выноса песка с забоя соответствующей конструкцией, изучением образцов породы в лабораторных условиях на разрушения. Однако отбор проб образцов породы в условиях неустойчивости практически невозможен, и поэтому остаются только промысловые исследования на вынос и разрушение пород. Следует иметь ввиду, что критерий в виде градиента давления в наименьшей степени изменчив в процессе разработки. Изменение градиента происходит только на поздней стадии разработки, при обводнении скважин, а также после ремонта скважин. При эксплуатации скважин с постоянным градиентом давления происходит изменение радиуса скважины, если скважина эксплуатируется с выносом песка, но эти изменения не влияют на дебит скважины.

2. Режим постоянной депрессии на пласт следует использовать, если существует возможность деформации пласта, приводящей к ухудшению проницаемости призабойной зоны или обводнение скважины подошвенной водой.

3. Режим постоянного забойного давления при проектировании не часто используется для обоснования режима эксплуатации скважин. Наиболее часто используемый случай P_з=const связан с разработкой недонасыщенных газоконденсатных месторождений. Такой режим недолговечен из-за того, что по достижении определённой величины пластового давления во избежание интенсивного снижения дебита скважин он заменяется другим режимом, более подходящим на данной стадии разработки залежи. Теоретически продление срока эксплуатации скважин на режиме P_з=const возможно при поддержании пластового давления путём закачки сухого газа или воды в пласт.

4. Режим постоянного дебита скважин является наиболее выгодным, ели его можно поддерживать длительное время, если увеличение депрессии на пласт при этом не приводит к осложнениям, если предприятие временно не имеет возможности бурить и обустраивать дополнительное число скважин. Такой режим может быть и временно использован и при условиях добычи коррозионно-активного газа, когда интенсивность коррозии связана со скоростью движения газа по стволу скважины с заданной конструкцией. При этом режиме конструкция скважины должна обеспечить вынос твёрдых и жидких примесей с забоя и исключить возможность образования песчано-жидкостных пробок.

5. Режим постоянной скорости потока, в особенности в интервале перфорации, используется для обеспечения выноса примесей, поступающих на забой вместе с газом. Режим постоянной скорости потока газа по стволу должен быть использован для двух участков: у интервала перфорации для выноса примесей и у устья скважины, при которой обеспечивается весьма низкая интенсивность коррозионно-эрозионного разъедания фонтанных труб в случае отсутствия защитных ингибиторов. Низкая скорость у интервала перфорации, достаточная для удаления примесей должна быть порядка 4 м/с. Ниже этого предела существует опасность образования пробки. Максимальная скорость ближе к устью скважины должна быть менее 11 м/с, при этом интенсивность разъедания труб значительно ниже, чем при скоростях больше 11 м/с. Таким образом, с точки зрения технологии эксплуатации скорость движения по стволу должна быть . Естественно, что с позиции потерь давления по стволу и минимальной коррозии желательно иметь по всей длине ствола скорость, равную 5 м/с.

6. Режим постоянного устьевого давления выбирается, как правило, на непродолжительный срок и при этом не сначала разработки месторождения. Использование режима P_y=const всегда связанно с необходимостью некоторое время поддерживать такое давление, при котором работой системы осушки газа будет обеспечена требуемая кондиция газа. Такая ситуация возникает при несвоевременном вводе в эксплуатацию дожимных компрессорных станций. Применение этого режима приводит к снижению дебитов скважин ниже проектных.

Кроме перечисленных выше критериев, принято прогнозировать температурный режим скважин. Этот режим в качестве критерия требует _Tз>_Tгр, что равносильно исключению возможности образования гидратов в призабойной зоне пласта и _Pу<_Pгр и _Tу>_Tгр, что равносильно исключению возможности образования гидратов в стволе скважины.