Характер и обработка КВД в неоднородных пластах

4.2.5. Характер и обработка КВД в неоднородных пластах

4.2.5.1. Неоднородность по радиусу

Один из основных факторов, влияюших на форму КВД – площадная неоднородность различного вида (зоны ухудшенной проводимости, тектонические и литологические нарушения, выпадение конденсата в пласте, нефтяная оторочка, газоводяной контакт и др.).

Области, описываемые КВД. При непрерывном изменении фильтрационных параметров зоны дренажа скважины КВД, как правило, имеют нормальный вид и дают параметры, значения которых обусловлены параметрами призабойной зоны. Этим объясняется тот факт, что в неоднородных пластах по соседним скважинам  можно получить различные параметры.

 Вид КВД для газоконденсатных скважин и причина изменения формы. В газоконденсатных скважинах происходит выпадение конденсата в процессе исследований в призабойной зоне, что вызывает снижение производительности скважины. На КВД (рис.3.12) это отмечается наличием  двух прямолинейных участков с разными угловыми коэффициентами b₁ и b₂ . первый участок более крутой и соответствует параметрам зоны двухфазной фильтрации, второй - более удалённой части пласта, где течет только газ. Так как начальные участки КВД, как правило, искажаются в результате влияния различных факторов, первого прямолинейного участка может не быть. Тогда полученный прямолинейный участок будет характеризовать параметры пласта.

 Вид КВД для неоднородного по площади пласта. В пластах с резко выраженной неоднородностью (экранами) в зависимости от конфигурации, размеров и числа экранов КВД могут иметь несколько прямолинейных участков (рис.3.12), подчиняющихся следующим закономерностям: Если исследуемый пласт имеет одну границу или экран бесконечной протяженности, то КВД состоит из двух прямолинейных участков с 2b₁ ³ b₂ (если экран непроницаем, то 2b₁ »b₂). Такой вид КВД имеет также в случае близости к скважине одного из экранов, независимо от их числа и формы.

При наличии вблизи скважины двух пересекающихся экранов на КВД тоже имеются два прямолинейных участка b₂/ b₁> 2.

В тех случаях,  когда параметры более удалённой от скважины области лучше параметров призабойной зоны, угловой коэффициент второго прямолинейного участка меньше первого.

 Обработка КВД в пластах с резко выраженной неоднородностью. Коэффициент проводимости и параметр k / r²_{с. пр} определяют, как и для обычной кривой нарастания давления, по первому участку (b₁). Чтобы найти пластовые давления, используют второй участок (b₂), который обрабатывают так же, как и в случае одного участка. По времени, соответствующему точке пересечения двух прямолинейных участков (t₁), определяют расстояние до зоны ухудшенной проводимости    , где k - в см²/с; t₁ – в с; l – в см.. Если на КВД нет четко выраженного второго участка, но заметна тенденция к искривлению первого и предполагается наличие экрана, расстояние до него можно оценить по формуле  , где t_н1 -время, соответствующее началу искривления первого участка.

Основные требования к технологии снятия и обработки КВД в неоднородных пластах. В связи с тем, что начальные и конечные участки КВД часто искажаются из-за влияния некоторых факторов, получение двух прямолинейных участков затруднительно. В некоторых случаях:

* кратковременность эксплуатации скважин до остановки при небольшом расстоянии до экрана и высокой пьезопроводности пласта не выявляет первого прямолинейного участка, что приводит к неверному определению фильтрационных параметров;

*  малая пьезопроводность и большие расстояния до экрана и некоторые другие факторы приводят к отсутствию второго участка, что не позволяет получить информацию о неоднородности пласта.

Для увеличения размеров первого участка необходимо продлить время работы  скважины до остановки при неизменном режиме, конечный участок увеличивается удлинением длительности снятия КВД.

4.2.5.2. Неоднородность по разрезу

Тип определяемых параметров. При совместном исследовании нескольких пластов с различными фильтрационными свойствами КВД дают приведённые, осреднённые по всем пластам параметры.

 Одинаковые давления в пропластках. Приведённая проводимость по КВД равна сумме проводимостей отдельных пластов . Для определения индивидуальных параметров каждого пласта необходимо знать распределение дебита перед остановкой скважины. Тогда при допущении Т_плi=Т_пл , z_{пл i}=z_пл   --

, где Q₀ -суммарный дебит скважины, измеренный на устье, тыс. м³/сут; Q_0i - дебит i - го пласта, измеренный глубинным дебитомером, тыс. м³/сут.

При одинаковых пластовых давлениях на КВД отмечается дополнительный прямолинейный участок, начало которого определяется пьезопроводностью лучшего пласта. По этому участку при известной пьезопроводности можно определить расстояние до экрана по лучшему пласту.

Разные давления в пропластках. В случае различных давлений в пластах и наличии, вследствие этого, перетока газа между пластами после остановки скважины приведённая проводимость, определённая по КВД, получается несколько меньше суммы проводимостей отдельных пластов.

4.2.6. Обработка КВД в газоконденсатных скважинах

Расчетная формула.

.                                                                    (4.5)

Здесь y и F- функции забойного давления и температуры; a₀ и b₀ –функции модифицированного для газоконденсатной смеси коэффициента пьезопроводности, радиуса контура, радиуса скважины; Q₀ - установившийся дебит перед остановкой (t=0).

4.3. Методы снятия и обработки кривых стабилизации давления ( КСД)

Порядок снятия. Исходные данный для обработки кривых стабилизации давления получают при продувках и в процессе исследования скважин методом установившихся отборов. После пуска скважины в работу на определенном режиме фиксируется изменение во времени давления р(t) и дебита Q(t). Затем устьевые давления по известным методам пересчитывают на забойные. При этом забойное давление и дебит уменьшаются во времени. В скважинах, не имеющих затрубного пространства, а также выносящих большое количество жидкости, давление необходимо замерять непосредственно на забое  с  помощью глубинных манометров.

Полная обработка КСД. Снятую кривую стабилизации давления  обрабатывают по формуле

 ,                                                                                        (4.6)

где      , , b - коэффициент двухчленной формулы, определяемый по результатам стационарных исследований; Q_д – определяется по графику Q(t) согласно формуле .

Здесь за Q₀ принимается дебит , полученный при экстраполяции зависимости Q(t)  до t=0; Q_i - дебит, соответствующий концу i-го интервала времени.

По найденным графическим путем (рис. 3.13) коэффициентам `a и `b определяются те же параметры, что и по КВД.

 Упрощенная обработка КСД. Если значение b незначительно, а изменение дебита во времени мало, то кривую стабилизации можно обрабатывать по упрощенной формуле

y(t)= `a<sub>1</sub> -`b j,                                                                                                         (4.7)

где 

Факторы, влияющие на вид КСД. Кривые стабилизации в силу тех же факторов, что и КВД, могут быть искажены. Наиболее распространенный фактор, искажающий кривые стабилизации, — неоднородность пласта как по площади, так и по мощности. При этом в некоторых случаях кривые стабилизации дают более детальную характеристику неоднородных пластов.

Вариации КСД при непрерывном изменении параметров:

*  Непрерывное улучшение проницаемости пласта от скважины к контуру даёт на КСД два прямолинейных участка, первый из которых характеризует призабойную зону, а второй зону, удалённую от скважины (»0,5R_к).

*  При непрерывном ухудшении проницаемости может иметь место несколько прямолинейных участков, дающих параметры, близкие к параметрам отдельных зон.

При наличии в пласте зон с резко выраженной неоднородностью на КСД отмечаются те же закономерности, что и на КВД, и по ним можно определить расстояние до этих зон.

Влияние параметров призабойной зоны на вид КСД и метод оценки изменения параметров призабойной зоны.  Нарушается прямолинейность зависимости между Х и lgQ_Д /Q . Если в этом случае наложить кривую стабилизации и кривую нарастания давления, то по соотношению между прямолинейным участком кривой нарастания и полученной кривой стабилизации можно количественно оценить изменение параметров призабойной зоны скважины.

КСД в случае неоднородных по мощности пластов. В пластах, неоднородных по мощности, при совместном исследовании различных по проницаемости пластов результаты обработки КСД зависят от соотношения пластовых давлений отдельных пластов. При равенстве пластовых давлений кривые стабилизации дают проводимость, равную сумме проводимостей отдельных пластов, и проницаемость, средневзвешенную по мощности. При разных пластовых давлениях значение приведённой проводимости в общем случае зависит от  дебита и достигает суммарного значения, когда приток в скважину происходит из всех продуктивных пластов.

Для получения параметров отдельных пластов по КСД необходимо измерять дебиты газа из каждого пласта на забое скважины, а сама КСД обрабатывается по стандартной методике для каждого пласта.

4. УСТАНОВЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

Различаются два вида технологического режима: фактический и расчетный.

Фактический технологический режим работы скважины устанавливается геологической службой промысла ежеквартально или один раз  в полгода в соответствии с данными проекта разработки, опыта эксплуатации и  результатами исследования скважин.

Расчетный технологический режим устанавливается при составлении проектов разработки газовых месторождений на много лет вперед.

4.1.  Тенденции в обосновании технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин [10]

В настоящее время существуют три тенденции в обосновании технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин:

1. Независимо от геологических особенностей месторождений режим работы скважины должен соответствовать 10-25% абсолютно свободного дебита скважины, т.е. дебиту, соответствующему забойному давлению 1 атм.

2. Независимо от геологических особенностей месторождения скважина должна эксплуатироваться при дебитах, обеспечивающих линейный закон фильтрации газа в призабойной зоне, с целью экономии энергии газа в процессе разработки ("энергосберегающий" дебит).

3. Режим эксплуатации каждой скважины должен обосновываться с учетом возможности деформации, разрушения призабойной зоны, образования несчано-жидкостной пробки на забое, конуса подошвенной воды (нефти при наличии оторочки), гидратов, коррозии оборудования, выпадения и частичного выноса конденсата из призабойной зоны, многослойности и неоднородности по устойчивости, емкостным и фильтрационным параметрам залежи, конструкции скважинного оборудования, обводнения, отложения солей, обвязки скважин и др.

Первый и второй подходы обоснования режима работы газовых скважин приняты в США. Однако в США практически нет месторождений, подобных по параметрам сеноманской залежи, из которой добывается 75% ежегодного отбора газа в Российской Федерации, при депрессии на пласт 0,3-5,0 атм и дебите 0,5-4,0 млн м³/сут. Месторождения сеноманской залежи характеризуются неустойчивостью пластов к разрушению практически при любых депрессиях на пласт и относятся к неоднородному массивно-пластовому типу месторождений с подошвенной водой, расположенных в зоне с многолетнемерзлыми слоями. Поэтому без детального учета каждого из этих и других факторов использование "принципа" обоснования режима, принятого в США, для месторождений сеноманской залежи по- видимому нецелесообразно и наиболее приемлимым вариантом является третий принцип..

Среди различных факторов, влияющих на режим работы газовых скважин, наиболее трудными считаются научное обоснование и точный прогноз безводного дебита газовых скважин, вскрывших неоднородные терригенные и трещинно-пористые пласты с подошвенной водой, а также дебита скважин, вскрывших неустойчивые и слабоустойчивые пласты, с обоснованным количеством песка в продукции скважины.

4.2. Основные принципы установления оптимального  технологического режима эксплуатации  скважин[10]

Под технологическим режимом эксплуатации понимается режим, при котором поддерживается определённое соотношение между дебитом скважины и забойным давлением или его градиентом. С математической точки зрения технологический режим эксплуатации скважин определяют граничные условия на забое, знать которые необходимо для интегрирования дифференциального уравнения фильтрации газа к скважине.

Принципы выбора оптимального режима. При установлении технологического режима эксплуатации используют исходные данные, накопленные в процессе поиска залежи, разведки и опытной эксплуатации месторождения. Эти данные являются результатами геологических, геофизических, газогидродинамических, газоконденсатных исследований и лабораторного изучения образцов коллекторов и насыщающих их жидкостей и газов. Количество и качество этих исследований не всегда соответствуют нормам и положениям, соблюдение которых но правилам разработки является обязательным. Указанные несоответствия в большинстве случаев закономерны и связаны со спецификой  газовых месторождений. В частности, как правило, газовые залежи неоднородны но площади и по разрезу, их емкостные и фильтрационные параметры, запасы определяются неточно, в начальный период разработки отсутствует достаточное число скважин для получения достоверной информации.

На технологический режим эксплуатации влияет множество факторов, причем влияние различных факторов может быть как однонаправленным, так и разнонаправленным. Поэтому при недостаточно глубоком изучении этих вопросов установленный режим может оказатся неправильным.

Для установления наиболее обоснованного технологического режима работы скважин необходимо учесть:

· географические и метеорологические условия района расположения месторождения, наличие слоя многолетней мерзлоты, форму, тип, размер и режим залежи; емкостные и фильтрационные параметры пластов, глубину и последовательность их залегания, наличие гидродинамической связи между пропластками; запасы газа, конденсата и нефти (при наличии нефтяной оторочки), наличие и активность подошвенной и красных вод;

· условия вскрытия пласта в процессе бурения, свойства промывочной жидкости, степень загрязнения призабойной зоны промывочной жидкостью; устойчивость пласта к разрушению, влияние изменения давления на параметры пласта, водогазонефтенасыщенность пластов, их давления и температуры; совершенство скважин но степени и характеру вскрытия пласта;

· состав газа, конденсата, нефти (при наличии оторочки) и воды, наличие в составе газа коррозионно-активных компонентов – H₂S, СО₂, ртути и др.; наличие отдельных пропластков и характер их изменения по толщине и по площади, наличие органических кислот в пластовой воде; влагосодержание газа, физико-химические свойства газа, конденсата, воды и нефти и их изменение по площади и по разрезу;

· конструкцию скважин, оборудование забоя и устья скважины; схему сбора, очистки и осушки газа на промысле и условия очистки, осушки и транспортировки газа; характеристики применяемого скважинного и промыслового оборудования;

· условия потребления газа по темпу отбора, неравномерность потребления, теплотворную способность газа.

Нередко влияние одного фактора противоречит другому, что не позволяет учесть всю совокупность факторов. Поэтому для установления технологического режима эксплуатации газовых скважин с учетом "всех" факторов должны быть обоснованы и рекомендованы соответствующие принципы и математические критерии. Такие принципы и критерии могут быть реализованы путем обобщения по группам различных факторов. Причем, используя накопленный опыт установления технологического режима эксплуатации газовых скважин, заблаговременно можно исключить часть факторов, связанных с условиями вскрытия, свойствами промывочной жидкости, совершенством скважины, образованием пробок, техникой и технологией сбора, осушки и очистки газа и др. Тогда к основным факторам, влияющим на технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, можно отнести следующие:

· деформацию и устойчивость к разрушению продуктивного разреза;

· наличие активной подошвенной или контурной воды, способной по сверхпроницаемым пропласткам сравнительно быстро обводнить скважины, вскрывшие газоносную толщину, включая сверхпроницаемый пропласток;

· условия вскрытия пласта, степень и характер вскрытия с учетом близости контактов газ—нефть или газ-вода;

· возможность образования жидкостных или песчано-жидкостных пробок в процессе эксплуатации;

· наличие коррозионно-активных компонентов в составе добываемого газа и пластовой воды, концентрацию этих компонентов, давление, температуру и скорость потока по стволу скважины;

· многопластовость, различие составов газов, давлений и температур отдельных пропластков, наличие или отсутствие гидродинамической связи между ними и последовательность их залегания, одинаковость уровня газоводяных контактов, неоднородность разреза по прочностным и фильтрационным признакам.

По мере истощения залежи, продвижения подошвенной и контурной воды, снижения дебита газа во времени, уменьшения пластового и забойного давлений наступает время, когда установленный режим не обеспечивается, и тогда необходимо изменить выбранный технологический режим эксплуатации. Вновь устанавливаемый технологический режим эксплуатации также обосновывается, как и в начале разработки месторождения.

Независимо от разработки при установлении оптимальных технологических режимов эксплуатации необходимо придерживаться следующих принципов:

· полностью учитывать геолого-промысловую характеристику залежи; полностью учитывать технологическую и техническую характеристики скважинного и наземного оборудования;

· рационально использовать естественную энергию газоносного, нефтеносного (при наличии нефтяной оторочки) пластов и водонапорной системы;

· полностью удовлетворять требования закона об охране окружающей среды и рациональном использовании природных ресурсов;

· максимально гарантировать надежность работы в установленные сроки всего комплекса систем пласт-начало газопровода;

· обеспечивать наибольшую производительность газовых скважин в предусмотренный планом период разработки залежи;

· максимально учитывать возможность снятия ограничений, снижающих дебиты скважин, и предусматривать меры по интенсификации добычи газа:

· своевременно изменять ранее установленные, но непригодные на данном этапе разработки технологические режимы эксплуатации скважин на новые режимы;

· обеспечивать предусмотренную планом добычу газа при минимальных капитальных вложениях и эксплуатационных затратах.

При полном и безусловном соблюдении перечисленных выше принципов установления технологического режима эксплуатации будет достигнута рациональная разработка газовых и газоконденсатных месторождений.

4.3. Изменение технологического режима эксплуатации скважин

в процессе разработки

Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с учетом определяющего фактора или сочетания факторов терпит изменения в процессе разработки месторождений. Изменения технологического режима обусловлены либо изменением самого определяющего фактора, по которому устанавливался данный режим, либо возникновением новых факторов, которые на данном этапе разработки из так называемых пассивных факторов переходят в активные. Необходимость изменения установленного технологического режима обусловлена изменением характеристик пласта и скважин в процессе разработки, проведением определенных мероприятий, позволяющих увеличить производительность скважин, или ремонтно-профилактических работ, нередко приводящих к снижению производительности.

В процессе эксплуатации месторождения необходимость изменения технологического режима возникает при следующих обстоятельствах:

I. Определяющий фактор при установлении технологического режима -  подошвенная вода. В этом случае допустимая предельная депрессия на пласт для заданной величины вскрытия пласта - величина переменная. С изменением плотностей воды и газа, а также пластового давления величина допустимой депрессии линейно уменьшается с уменьшением пластового давления. Следовательно, при наличии подошвенной воды величина допустимой депрессии должна быть периодически снижена в соответствии со снижением пластового давления. Иначе установленная в начале разработки величина допустимой депрессии на пласт приводит к неизбежному подтягиванию конуса воды в скважину. Если технологический режим определяется на длительное время только по подошвенной воде, то при этом необходимо учесть подъем поверхности контакта газ-вода. Это, в свою очередь, приведет к более интенсивному снижению производительности скважины. Существует несколько часто встречающихся случаев необходимости изменения технологического режима, установленного по подошвенной воде:

а) в скважине в результате ремонтно-изоляционных работ установлены цеметные мосты, которые позволяют увеличить величину допустимой депрессии на пласт, следовательно, увеличить предельный безводный дебит скважины, или создана искусственная перегородка, позволяющая также существенно повысить производительность скважины или депрессию на пласт;

б) производительность скважины вследствие плохих коллекторских свойств пласта весьма низкая и допускается превышение допустимой величины депрессии с одновременным притоком газа и воды и последующим удалением воды из скважины;

в) по некоторым скважинам, технологические режимы которых установлены исходя из наличия подошвенной воды, требуется повышение или понижение давления на устье скважины на фоне всех эксплуатируемых скважин и системы сбора газа;

г) в скважине производятся работы по подъему и спуску насосно-компрессорных труб либо смена полностью или частично арматуры и эти работы приводят к изменению параметров пласта и скважины, следовательно, и к изменению технологического режима работы.

Все изменения технологического режима эксплуатации независимо от того, вызваны ли они изменением пластового давления, подъемом поверхности газ-вода, изменением плотности воды и газа, установкой цементных мостов или созданием искусственного непроницаемого экрана, величиной устьевого давления, подъемом насосно-компрессорных труб или другими причинами, должны быть предусмотрены проектом разработки месторождения, обоснованы расчетным путем с учетом расстояния от нижнего интервала перфорации до контакта газ-вода, параметров пласта, возможного темпа подъема поверхности газ-вода и падения пластового давления, необходимой величины высоты цементного моста и непроницаемого экрана и других параметров, используемых при расчете величины предельного безводного дебита с привлечением фактического материала и контролируемых в процессе эксплуатации. Только при этих условиях проектные данные будут весьма близки к фактическим.

II. Определяющий фактор при установлении технологического режима - близость контурных вод. В этом случае критерием выбора режима могут служить несколько параметров, среди которых на первое место выходит суммарный отбор газа из месторождения до прорыва воды в скважину. Принципиально продвижение контурных вод к скважине связано с двумя показателями: общим истощением месторождения независимо от расположения скважин, в частности рассматриваемой скважины, в результате которого происходит внедрение в газовую залежь контурной воды; созданием значительной депрессионной воронки, влияющей на темп  внедрения воды в зону дренажа рассматриваемой скважины так, что он значительно опережает темп внедрения от общего истощения газоносного пласта. При сравнительно высоких темпах отбора газа из месторождения, что особенно характерно для месторождений с малыми запасами, как правило, темп внедрения контурных вод несколько отстает от темпа отбора газа. Следовательно, для сравнительно однородного пласта (или нескольких пластов) в скважинах, расположенных в зонах, не представляющих опасности прорыва контурных вод, обеспечение максимального дебита (если другие факторы не ограничивают его величину) при установлении технологического режима целесообразно. В то же время в скважинах, расположенных близко к контурной воде, ограничение депрессии с целью предотвращения преждевременного прорыва воды является необходимым условием. Величина депрессии в приконтурных скважинах в каждом конкретном месторождении и в каждой конкретной скважине выбирается расчетным путем исходя из расстояния от устья скважины до контакта газ-вода, коллекторских свойств пласта, их изменения от скважины до контура, пластового давления и других геолого-промысловых параметров. При наличии нескольких неоднородных пластов эти расчеты производятся по наиболее опасному с точки зрения быстрого прорыва контурной воды пласту.

Возможные изменения технологического режима эксплуатации скважин, когда определяющим фактором является возможность прорыва контурной воды, связаны с ее продвижением в процессе истощения, необходимостью ремонтно-профилактических работ на скважине, изменением устьевого давления, образованием гидратов при незначительных дебитах и др.

III. Основной фактор при установлении технологического режима - устойчивость породы к разрушению. При этом критерии технологического режима эксплуатации скважин устанавливаются в виде постоянного градиента, и его изменение в течение всего периода разработки не допускается. Иными словами, если скважина вскрывает коллектор с низкой устойчивостью пород к разрушению, то в процессе разработки требуется поддерживать его 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 кратковременного испытания скважин. 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.

IV. Основными факторами при установлении технологического режима являются вскрытие пласта и гидродинамическое несовершенство по степени и характеру вскрытия. Если степень и характер вскрытия не обусловлены жестко при вскрытии пласта любыми промывочными растворами, то технологический режим устанавливается по мере дострела на перфорированной части фильтра и уплотнением перфорации до ее оптимальной величины.

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

V. Основной фактор при установлении технологического режима  -  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 приближенно определенную величину в любом сечении ствола скважины. Если и 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 коррозионно-активными компонентами в газе, также подлежит изменению (кроме случаев правильного выбора диаметра насосно-компрессорных труб до их максимально возможной величины и закачки ингибитора против коррозии), если необходимо поддержать определенное устьевое давление и увеличение количества влаги в газе приводит к более интенсивной коррозии оборудования.

VI. Изменение технологического режима эксплуатации скважин обусловлено изменением коэффициентов фильтрационных сопротивлений, т.е. параметров пласта в призабойной зоне в результате очищения или загрязнения её в процессе разработки. Эти изменения определяются периодическими исследованиями, проводимыми на скважинах. Если в зависимости от свойств пласта и флюида периодичность и характер изменения их параметров в призабойной зоне носят закономерный характер, 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 режимы происходит в скважинах, выносящих значительное количество жидких компонентов и твердых примесей при заданной конструкции скважины.

VII. Изменение технологического режима эксплуатации скважины связано с многопластовостью. Эти изменения обусловлены 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 др.

VIII. Технологический режим устанавливался исходя из влияния температуры на производительность скважин. В этом случае выбранный технологический режим, обеспечивающий безгидратный режим эксплуатации скважины, должен быть изменен, если:

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

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

3) в результате сравнительно длительной эксплуатации скважины (особенно в районах Крайнего Севера) произошло перераспределение температуры газа в среде, окружающей ствол скважины;

4) 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.

IX. Изменение технологического режима работы скважины обусловлено накоплением и выносом столба жидкости или песчаной пробки на забое скважины. В том случае, когда дальнейшие изменения в конструкции насосно-компрессорных труб исключены и поступающая из пласта конденсационная, пластовая вода или тяжелые компоненты углеводородов, переходящие в жидкое состояние в призабойной зоне и стволе скважин, полностью не выносятся, процесс накопления жидкостного столба требует изменения технологического режима путем закачки в ствол скважины ПАВ или соответствующих изменений производительности скважин. Аналогичное изменение должно быть произведено при накоплении песчано-жидкостной пробки на забое скважины, приводящей к изоляции части работающего интервала. Если образовалась жидкостная или песчаная пробка, то в процессе их удаления изменением глубины спуска и диаметра насосно-компрессорных труб или применением механических средств по удалению образовавшейся пробки установление нового технологического режима является необходимостью.

X. Изменение технологического режима эксплуатации обусловлено необходимостью поддержания определенной величины устьевого давления или его изменением. Определяющая величина давления на устье скважин, на входе промыслового пункта осушки и очистки газа или промыслового газосборного коллектора устанавливается исходя из величины дебита скважины, параметров (длина, диаметр и др.) шлейфов, давления сепарации, давления на входе в компрессорную станцию и давления в начале 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.

Таким образом, технологический режим эксплуатации по некоторым определяющим факторам принципиально является переменной величиной, но несоблюдение установленного технологического режима и его изменения в процессе разработки со стороны работников 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 режимом постоянного устьевого давления по части скважин, устьевые давления которых отличаются от давления основного эксплуатационного фонда. В дальнейшем, с момента ввода компрессорной станции, эти скважины нередко переводятся снова на режим падающего устьевого давления. Увеличение за последние годы числа газовых и газоконденсатных месторождений, переходящих на последний этап разработки, но еще способных обеспечить выдачу значительного количества газа, происходит из-за отсутствия правильно установленного технологического режима эксплуатации скважин и конкретных рекомендаций по данному вопросу в проектах и анализах разработки месторождений. 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 в поздней стадии разработки месторождений с учетом возможного применения плунжерных лифтов, применения ПАВ и т.д. для более надежной оценки добывной возможности каждой скважины или группы скважин и месторождения в целом.

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 условий сбора и транспорта газа. Причем первая часть этого вопроса, т.е. выбор технологического режима в зависимости от того или иного фактора, являющегося определяющим для данного месторождения, решается проектирующими организациями на базе имеющихся геолого-промысловых данных. Время, требующее изменения режима в зависимости от стадии разработки, диктуется темпом освоения рассматриваемого месторождения, потребностью 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 с начальными параметрами газопровода, сохранение которых ставится весьма жестко.

В целом при возможности проведения прогнозных расчетов (в технологических схемах и проектах разработки) величин изменения пластового, забойного, устьевого давлений и давления системы сбора, осушки и транспортировки газа, содержания и изменения во времени количества жидкости в газе, технологии эксплуатации скважин с известной конструкцией и др. 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. Без выполнения указанного требования правомерность и надежность проектных показателей на месторождениях могут приводить к существенным отклонениям 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 технологический режим установлен по какому-то из перечисленных факторов, то при проведении ряда мероприятий в скважине или неожиданных изменениях по различным причинам необходимо текущее, в отдельных скважинах очень частое, изменение технологического режима эксплуатации. Эта необходимость устанавливается при периодических исследованиях скважин или проведении разных мероприятий в скважинах и корректируется в материалах по анализу разработки.

Из изложенного выше следует, что в процессе разработки происходят изменения 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.

Происходящие изменения могут быть учтены и прогнозированы в зависимости от различных факторов и должны быть включены в проект разработки месторождения.

4.4. Принципы  и математические критерии

  основных определяющих факторов

при установлении технологического режима

4.4.1. Влияние несовершенства газовых скважин на

технологический режим эксплуатации[10]

Газоотдающие возможности разрабатываемой залежи существенно зависят от характера связи ствола скважины с продуктивным пластом.  От выбранных условий вскрытия продуктивного разреза  зависит технологический режим эксплуатации. Влияние вскрытия пласта на производительность скважин связано с условиями вскрытия продуктивного пласта, обеспечивающими сохранение его естественной проницаемости; степенью вскрытия и конструкцией забоя скважины, через который осуществляется гидродинамическая связь ствола с скважиной.

4.4.1.1. Влияние степени вскрытия на производительность

газовых скважин.

 Однопластовая звлежь. Известно, что на дебит скважины определяющую роль играет проницаемость призабойной зоны (дебит уменьшается в двое при уменьшении проницаемости призабойной зоны по сравнению с проницаемостью пласта в 4 раза). Поэтому велика роль выбора промывочной жидкости и величины перепада давления на пласт  при его вскрытии.

Производительность скважин в значительной мере зависит от совершенства вскрытия пласта. Несовершенство скважин по степени и характеру вскрытия вызывает дополнительное сопротивление по пути движения жидкости и газа (рис.4.1), приводит к увеличению потерь давления и понижению производительности скважин (рис.4.2).

Влияние степени вскрытия на производительность скважин зависит от толщины продуктивного пласта, его фильтрационных свойств и характера их изменения по площади, толщине и последовательности залегания пропластков с различной проницаемостью. При этом надо отметить, что если вертикальная проницаемость k_в много больше горизонтальной проницаемости k_г, 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, k_в << k_г, то дебит скважины растет практически пропорционально 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 скважины за счет полноты вскрытия однородного пласта по сравнению с идентичным пластом, перфорированным до половины газоносного интервала (рис.4.2, кр. 1), может быть настолько незначительным (порядка 14%), что существующая техника измерения профиля притока (дибитомер, шумомер и др.) практически не фиксирует прироста дебита скважины. Приведенная зависимость показывает, что если конструкция скважины 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 = h_вск/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.

4.4.1.2. Влияние характера вскрытия на производительность

газовых скважин

Обычно 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 - уменьшается

 Факторы, 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 Р_пл 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 a_c, b_c (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).

4.4.1.3. Влияние степени вскрытия полосообразного пласта

на продуктивность горизонтальной скважины

Параметры, определяющие несовершенство по степени вскрытия горизонтальной скважины (ГС). Несовершенство по степени вскрытия горизонтальной скважины связано не с толщиной пласта, а длиной полосообразного пласта L, приходящейся на долю рассматриваемой горизонтальной скважины, и длиной горизонтальной части ствола l (рис.4.5).

 Параметры, влияющие на производительность:

степень вскрытия полосообразного пласта;

размещение ствола относительно кровли и подошвы пласта;

расстояния между соседними горизонтальными скважинами, т.е. боковыми контурами питания;

расположение скважины относительно торцов полосообразного пласта (рис.4.5а, б).

Характер зависимости дебита от параметров вскрытия С увеличением от  носительной ширины пласта `R<sub>к</sub>=R<sub>к</sub>/L (R<sub>к</sub> - расстояние от горизонтальной скважины, расположенной вдоль пласта, до контура питания) разница между относительными дебитами`Q горизонтальных скважин, расположенных согласно схемам рис.4.5,а,б, растет. С увеличением `R<sub>к</sub> и относительного вскрытия `l=l/L (рис. 4.6) увеличивается темп нарастания  относительного дебита `Q=Q<sub>н</sub><sup>/</sup>Q<sub>с</sub> (Q<sub>н</sub> - дебит несовершенной скважины, Q<sub>с</sub> - дебит совершенной скважины вскрывшей пласт на всю длину) Так при  `l=0,5 и `R<sub>к</sub>=2,5 относительный дебит`Q составляет 80% дебита совершенной скважиныы. С уменьшением `R<sub>к</sub> зависимость между  `Q и  `l приближается к линейному характеру (`R_к< 1). Рост производительности несовершенной горизонтальной скважины, эксплуатирующей полосообразный пласт, интенсивнее до относительного вскрытия `l=0,4 и, следовательно, горизонтальную скважину целесообразно размещать дальше от границ пласта. Следует отметить, что несовершенство вертикальной скважины  менее существенно влияет на её производительность, чем несовершенство горизонтальной.

4.4.2. Влияние разрушения призабойной зоны на

технологический режим эксплуатации[10]

В процессе разработки газовых месторождений деформация пласта проходит повсеместно, а в призабойной зоне – с момента пуска скважины в эксплуатацию. Причиной деформации призабойной зоны может быть как снижение давления при освоении и эксплуатации скважины, так и его повышение при вскрытиии пласта. Степень деформации коллекторов зависит от  их упругих свойств и величины депрессии.

4.4.2.1. Влияние упругих свойств и депрессии на

 разрушение коллекторов[1]

Газоносные коллектора обладают определенными прочностными свойствами. Показатели устойчивости пород зависят от их структуры, пористости, проницаемости, глубины залегания, свойств и количества насыщающих их жидкостей и газов, а также ряда других факторов.

 Градация коллекторов по устойчивости в зависимости от депрессии:

неустойчивые – разрушающиеся при градиенте до 0,5 МПа/м;

слабоустойчивые -- при 0,5-10,0МПа/м;

среднеустойчивые  – при 10,0-15,0МПа/м;

 устойчивые неразрушающиеся при 15,0 МПа/м.

Способы определения допустимой депрессии:

 по технико- эксплуатационным данным скважин;

по величине градиента давления и скорости фильтрации;

по данным механических свойств коллекторов, слагающих призабойную зону;

по установленной зависимости критических значений фильтрационного потока от радиуса разрушения пород призабойной зоны.

В целом все методы определения допустимой депрессии базируются на прочностных характеристиках горных пород.

Характеристика способов определения допустимой депрессии. Для определения допустимой депрессии по технико-эксплуатационным данным  необходимо изучение материалов эксплуатации скважин. Анализируя содержание песка в добываемой продукции на различных режимах, суммарные отборы, межремонтные периоды и другие показатели эксплуатации, устанавливают величину депрессии, при которой обеспечивается оптимальный технологический режим работы скважины.

Для определения допустимой депрессии по величине градиента давления и скорости фильтрации необходимо знание  зависимостей этих параметров от радиуса разрушения. Принципиально такой способ в условиях деформации призабойной зоны наиболее правильный. Однако при этом возникают трудности, связанные с необходимостью экспериментального установления предела устойчивости  всего продуктивного разреза.  При наличии слабоустойчивых коллекторов выполнение данного условия трудоёмко, а в ряде случаев невозможно. Если продуктивный разрез сравнительно однороден по упругим параметрам и образцы породы не разрушаются в процессе отбора и изучения в лабораторных условиях, то этот способ  позволяет достаточно надёжно установить оптимальный технологический режим эксплуатации скважины. Большинство газовых месторождений не однородны по разрезу и сложены слабоустойчивыми породами. Поэтому отбор представительной пробы и её изучение в условиях, близких к естественным, не всегда возможны.

Установить механические свойства пласта также трудно, как и определить градиент давления и критическую скорость фильтрации, при которых начинается разрушение призабойной зоны. Определённая по механическим свойствам депрессия на пласт, как правило, в несколько раз выше или ниже фактической величины эксплуатации без пробкообразования.

Следовательно, каждый метод имеет свои недостатки    и необходим комплексный подход по оценке влияния различных факторов на деформацию пласта в призабойной зоне.

В условиях разрушения призабойной зоны, если даже контроль данных эксплуатации указывает на отсутствие песка в продукции скважины, происходит снижение или повышение производительности скважины.  Это связано с длительностью образования песчаной пробки или постепенным очищением призабойной зоны от мелких частиц. При этом количественная оценка изменения дебита  (при заданной постоянной депрессии) требует учета снижения дебита за счет  общего падения пластового давления. На устойчивость коллекторов в призабойной зоне влияет технология их вскрытия и освоения. Если разрушение породы начинается с некоторого значения предела прочности, то определение допустимой депрессии не вызывает затруднений. Если же предел прочности практически равен нулю, то определение допустимой депрессии  затруднительно. В данном случае применяют методику Алиева [5] определения допустимой депрессии для непрочных, разрушающихся коллекторов. Сущность данной методики заключается в том, что критический градиент давления и скорость фильтрации, разрушающих породы, определяются в зависимости от радиуса разрушения призабойной зоны R_кр . Для определения критического радиуса разрушения пород можно воспользоваться номограммами или эмпирическими формулами.

4.4.2.2. Процесс разрушения коллекторов и  методы ограничения

 процесса разрушения коллекторов[10]

Описание процесса разрушения в зависимости от времени. При превышении критического градиента давления, когда процесс разрушения возможен и скорость фильтрации обеспечивает вынос частиц, разрушение может происходить длительное время, так как в условиях образования каверны максимум градиента давления сдвигается к контуру пласта. Но по мере перемещения зоны разрушения от стенки к контуру площадь фильтрации увеличивается, и при постоянном дебите скважины уменьшается скорость фильтрации. Следовательно, даже для неправильно выбранного режима эксплуатации с выносом песка наступает время, когда вынос прекращается. Поэтому для установления оптимального технологического режима эксплуатации использование результатов только кратковременного испытания пластов недостаточно. Для определения дебита или депрессии, при которых происходит разрушение призабойной зоны, необходимы данные неоднократных или длительных исследований либо данные эксплуатации скважин.

Методы ограничения процесса деформации коллекторов:

· поддержание минимального градиента, меньшего, чем допустимое его значение;

· поддержание скорости фильтрации, при которой не возможен вынос частиц.

· применение механического или химического способа крепления забоя скважины.

Второй способ в условиях разрушения пласта приводит к образованию песчаных пробок на забое и псевдоожиженного слоя в стволе скважины. Следовательно, его надо применять только в совокупности с первым способом.

4.4.2.3. Влияние песчаной пробки или столба жидкости на

производительность газовых скважин[10]

Причина образования пробок. В процессе эксплуатации деформация слабоустойчивых пород приводит к разрушению призабойной зоны. При скоростях потока  газа, не обеспечивающих вынос частиц породы на поверхность, образуется песчаная пробка (рис.4.7), существенно влияющая на установленный технологический режим эксплуатации. Песчано-жидкостные пробки могут образовываться и при эксплуатации устойчивых коллекторов, где не происходит разрушения призабойной зоны при установленных депрессиях. Наличие пробки в этих случаях связано  с проникновением бурового раствора в продуктивный пласт при бурении, конструкцией скважин, распределением дебита в интервале перфорации, содержанием жидких компонентов в продукции скважин, подачей ингибиторов и т.д.

Связь пробкообразования с технологическим режимом. При правильном выборе технологического режима эксплуатации с учетом характеристики пласта и скважины можно избежать образования значительных песчаных пробок или столба жидкости при самых неблагоприятных условиях, и, наоборот, при неоптимальных режимах в самых устойчивых коллекторах можно создать условия для образования столба жидкости или пробки в стволе скважины (рис.4.7). В условиях разработки можно обеспечить режим эксплуатации без образования песчаной пробки путём увеличения депрессии,  но в случае не разрушающихся коллекторов.

Для изотропного пласта дебит газовой скважины монотонно увеличивается, начиная с нуля на подошве , и поэтому если фонтанные трубы спущены выше подошвы пласта, ввиду того что для подъема частицы потоком необходим дебит, превышающий определенную величину, наличие пробки или столба жидкости хотя бы небольшой высоты обязательно.

Псевдоожиженные пробки. Кроме неподвижной  структуры на забое пробки могут образовываться и в стволе скважины в виде псевдоожиженного слоя.  Размеры этого слоя зависят от размеров твердых частиц, свойств флюида и скорости потока газа. В зависимости от этих параметров существует определённая скорость, при которой неподвижный слой пробки начинает переходить в псевдоожиженное состояние. При этом степень расширения слоя уменьшается при увеличении газоконденсатного фактора. Влияние псевдоожиженного слоя меньше, чем неподвижной пробки, но при скорости потока меньшей скорости уноса этот слой после остановки скважины оседает на забой и приводит к падению производительности при дальнейшей эксплуатации.

Связь пробкообразования с производительностью скважины. Наличие пробки или столба жидкости приводит к снижению дебита. С количественной стороны, при примерно одинаковых проницаемостях пласта и пробки, а также когда проницаемость пробки меньше проницаемости пласта, влияние песчаной пробки на производительность газовой скважины может быть оценено как влияние несовершенства по степени вскрытия пласта. На различных этапах образования пробки и в зависимости от конструкции скважины меняется фракционный состав пробки, который предоопределяет изменение производительности скважин. С увеличением глубины спуска фонтанных труб в зону интервала перфорации содержание крупных фракций  в пробке увеличивается.

Снижение производительности скважин, эксплуатируемых с песчаной пробкой, является результатом уменьшения площади фильтрации и увеличения дополнительного сопротивления. Величина этого сопротивления зависит от фильтрационных свойств пробки, фильтрационных параметров пласта (анизотропии пласта), расчленённности пласта, неоднородности по площади и разрезу, а также величины области перекрывания пласта пробкой.

Полное перекрытие пласта пробкой. При полном перекрытии пласта пробкой снижение дебита скважины тем существеннее, чем больше толщина пласта (рис.4.8). Так, например, при соотношении проницаемостей пласта и пробки k/k_пр=0,01 и толщине пласта h=1м производительность скважины ухудшается на 8%, а при h=10м - соответственно на 80%. При постоянной толщине пласта производительность резко ухудшается с увеличением k/k_п от нуля до 0,01.

Частичное перекрытие пласта пробкой. При частичном перекрытии забоя скважины пробкой, т.е. при h>h_пр , зависимость отношения суммарного дебита скважины с пробкой  к общему дебиту без пробки `Q от k/k_пр (рис.4.9) имеет тот же качественный характер, что и при полном перекрытии пласта пробкой, но с резким изменением в области значительно меньших относительных проницаемостей (k/k_пр близко к нулю).Таким образом, зона, перекрытая пробкой, практически не работает. Следовательно, при наличии непроницаемых пропластков в разрезе и образовании песчаных пробок ниже непроницаемого пропластка отработка газоносного пласта ниже непроницаемого пропластка происходит весьма незначительно.

Влияние столба жидкости на производительность[5]. Дебит  скважины образуется из двух слагаемых: 1) дебита Q₁ газа, проходящего через столб жидкости, перекрывающей газоносный пласт; 2)дебита Q₂ газа, проходящего через неперекрытый интервал пласта .Четкое разделение потока газа в призабойной зоне на две части затруднительно и возможно только тогда, когда вертикальная проницаемость пласта равна или близка к нулю. Тем не менее, исследования показывают, что при принятом допущении и частичном перекрытии пласта жидкостью с увеличением депрессии на пласт темп снижения `Q от h_ж уменьшается(рис. 4.10). При этом максимальная высота столба жидкости, при которой работает вся перекрытая жидкостью часть пласта .    При этих высотах столба жидкости забойное давление р_з у подошвы пласта будет равно пластовому, и, следовательно, у подошвы прекратится движение. Если процесс накопления жидкости продолжается, то это означает, что для заданной конструкции скважины, начиная от подошвы пласта, происходит непрерывное отключение пласта снизу и часть столба жидкости уходит в пласт.

4.4.2.4. Влияние депрессии  на образование

песчаной пробки или столба жидкости на забое газовых cкважин[10]

 Образование песчаной пробки или столба жидкости на забое газовых скважин зависит от скорости потока и депрессии на единицу длины пробки.

Удельный перепад. Удельный перепад R на единицу длины пробки h_пр можно приближенно определить из зависимости

, где р_под – давление у подошвы пласта.

Зависимость R от длины пробки  имеет максимум (рис. 4.11) и превышение удельного перепада над данным его критическим значением приводит  к остановке процесса роста пробки, а снижение его - к непрерывному увеличению высоты пробки. С увеличением проницаемости пробки удельные потери в пробке снижаются. Из кривой 1 видно, что при сравнительно близких значениях проницаемостей пласта и пробки  () удельный перепад обратно пропорционален высоте пробки .

Указанное выше графическое представление зависимости высоты пробки от удельного перепада можно выразить в аналитическом виде

Критическая высота пробки- соответствует границе образования пробки в стволе и находится из условия R=c, где .

Если депрессия падает, т.е. R<c, то происходит непрерывный рост пробки. Если увеличивать депрессию, т.е. R>c, то обеспечивается режим эксплуатации без образования песчаной пробки в силу непрерывного её разрушения.

Следовательно, если на реальных месторождениях коллектор не разрушается, то путем увеличения депрессии можно обеспечить режим эксплуатации без образования песчаной пробки.  Условие разрушения песчаной пробки должно быть поддержано соответствующей конструкцией скважины, обеспечивающей вынос частиц разрушенной пробки на поверхность.

Если в скважине находится столб жидкости, то критическая величина столба жидкости при задавливании скважины можно определить из соотношения

, где r_п - плотность пробки

4.4.2.5. Связь пробкообразования и наличия жидкости в стволе скважины с диаметром и глубиной спуска фонтанных труб[10]

Образование песчаной пробки или столба жидкости на забое газовых и газоконденсатных скважин при соответствующих условиях, т.е. при наличии влаги в продукции скважины, прорыве подошвенной или контурной воды, очищении призабойной зоны от бурового раствора, разрушении пласта при заданной депрессии и др., в основном связано с выбором конструкции скважины. Выбор диаметра и глубины спуска фонтанных труб с учетом характеристик пласта, фильтрующегося потока, производительности скважины и профиля притока существенно зависит от возможности прихвата труб, потерь давления в стволе скважины и особенно в зоне фильтра при большой толщине газоносного пласта.

Связь критического дебита с диаметром труб.  Возможность образования пробок зависит от обеспечения выноса частиц. Если скважина работает через затрубное пространство и потери давления при работе через фонтанные трубы велики, а возможность увеличения их диаметра отсутствует, то необходимо обеспечить вынос частиц в кольцевом пространстве. Скорость установившегося движения частиц может быть определена из условия равенства сил тяжести частицы силе сопротивления. Это означает, что скорость движения частицы должна равняться скорости восходящего газового потока. Чтобы не происходило осаждения и накопления частиц, скорость потока газа должна быть несколько выше, чем скорость витания (осаждения) частиц. Для определения скорости витания получены эмпирические соотношения, связывающие скорость восходящего потока с массой частицы и плотностью, вязкостью газа.

Для выноса жидкости необходимо учитывать и изменение формы жидких частиц при движении в восходящем потоке, и режим течения газо-жидкостной смеси.

Режимы течения газо-жидкостной смеси и условия их существования. В газовых скважинах подъём жидкости происходит только за счет энергии газа. В зависимости от конструкции скважины, дебита газа и жидкости, давления и температуры на разных участках ствола могут иметь место различные режимы течения газожидкостной смеси. В зависимости от размеров и формы  жидкой и газовой фаз различают дисперсную, дисперсно-кольцевую,  кольцевую, снарядно-кольцевую, снарядную, пузырьково-снарядную и пузырьковую структуры  режимов газожидкостного потока. При наличии жидкости в продукции газовой скважины в зависимости от её производительности и конструкции возможно существование одного или несколько режимов.

При кольцевом режиме   суммарная сила воздействия газового потока в каждом сечении должна быть не менее архимедовой, а объём жидкости - меньше объёма газа в рассматриваемом сечении. При нарушении этих условий происходит смыкание плёнок. Устойчивая форма плёнки не гладкая, а волнистая и при правильной синусоидальной форме пленки её толщина d не превышает 0,075D (D – диаметр трубы), а амплитуда её колебаний меньше 0,15D. Исходя из предельно возможных толщин плёнки и группы плёнок,  получим область  переходного снарядно-кольцевого режима -  0,86Q_кр³Q³0,73Q_кр.   

При снарядном режиме длина газовой пробки больше или равна длине жидкой пробки. При этом толщина слоя жидкости, отделяющей газовую пробку от стенки скважины, может достигать 0,15D. Следовательно, нижняя граница снарядного режима находится при дебитах, меньших критического в 4 раза - Q£ 0,25Q_кр.  

Верхняя граница пузырькового режима и область перехода от пузырькового к снарядному режиму в газовых скважинах не определена, так как верхняя граница пузырькового режима зависит от способа ввода и объёма газа, поступающего в ствол скважины, занятый жидкостью. Исходя из соображений разрыва жидкости газа, верхнюю границу пузырькового режима можно приблизительно оценить соотношением - Q³0,12Q_кр.

Полученные зависимости позволяют оценить существующие в газовой скважине режимы при известном диаметре фонтанных труб. Зная приведённые выше границы существования режимов, по величине дебита можно вычислить диаметр фонтанных труб.

Варианты глубины спуска фонтанных труб.  На практике встречаются три варианта глубины спуска фонтанных труб:

*  башмак фонтанных труб находится на уровне кровли продуктивного пласта и выше;

*  фонтанные трубы спущены до середины интервала перфорации;

*  башмак фонтанных труб находится в непосредственной близости от нижнего отверстия интервала перфорации.

 Необходимо отметить, что на глубину спуска фонтанных труб влияют следующие факторы: диаметр труб, дебит скважины, форма и размеры частиц породы или капель жидкости, толщина продуктивного интервала, распределение дебита в интервале перфорации, устойчивость пород и др.

Результаты промысловых исследований показывают, что спуск фонтанных труб до нижних отверстий  интервала перфорации предотвращает образование песчаных пробок или столба жидкости в стволе скважины. Тем не менее, влияние высоты пробки, независимо от  глубины спуска фонтанных труб, остаётся незаметным, если нижняя часть интервала перфорации низкопродуктивная и 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 характеристиками и устойчивостью на разрушение.

Результаты анализа влияния некоторых факторов на глубину спуска. Совместный анализ влияния притока газа, производительности скважин, выноса частиц и потерь давления на глубину спуска фонтанных труб показывает, что:

*  при равномерном притоке газа из интервала перфорации и наличии условий накопления частиц на забое, целесообразен спуск фонтанных труб до нижнего интервала перфорации;

*  при снижении дебита скважины от кровли к подошве пласта также целесообразен спуск фонтанных труб до нижних отверстий интервала перфорации;

*  при наличии скорости, обеспечивающей подъём частиц с нижнего интервала без фонтанных труб, отсутствии условий разрушения коллектора и накопления частиц на забое, фонтанные трубы могут быть спущены до кровли продуктивного пласта, в противном случае, если скорость потока ниже башмака фонтанных труб не обеспечивает выноса породы или капель жидкости, то, несмотря на эксплуатацию скважин через затрубное пространство, глубина спуска фонтанных труб должна быть на уровне нижних отверстий интервала перфорации;

*  при интенсивном разрушении коллектора при небольших депрессиях, вопрос о глубине спуска  труб должен решаться с учетом  конструкции фильтра;

*  при определении глубины спуска фонтанных труб, потери давления в фонтанных трубах не должны являться единственным и определяющим фактором.

Если пробка мокрая, то для увеличения интенсивности её выноса, кроме увеличения скорости потока, необходимо постепенное увеличение глубины спуска фонтанных труб или создание необходимой скорости газа в эксплуатационной колонне в пределах 1-10м/с.

4.4.3. Технологический режим  работы скважин при

наличии подошвенной воды[5,10].

4.4.3.1. Закономерности изменения предельного безводного дебита

Общие соображения. Установление технологического режима эксплуатации газовых скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой, относится к задачам высшей сложности. Точное решение этой задачи с учетом нестационарности процесса конусообразования, неоднородности пористой среды в вертикальном и горизонтальном направлениях, различия законов фильтрации газа и воды, изменения их физических свойств в процессе разработки, формы и границ разделов газ-вода, фазовых проницаемостей и капиллярных сил практически невозможно. Как правило, безводные дебиты, определяемые расчетным путем, оказываются значительно больше фактических, и конус подошвенной воды прорывается в скважину при дебитах сравнительно меньших, чем расчетные. Тем не менее в виду важности данной задачи при проектировании и эксплуатации газовых месторождений рассмотрим основные закономерности изменения предельного безводного дебита в зависимости от величины вскрытия и анизотропии пласта.

Предельным безводным дебитом будем считать производительность скважины, получаемую при достижении вершины конуса воды забоя скважины. Отсюда следует, что для получения безводного дебита необходимо, чтобы уровень контакта газ-вода под скважиной был ниже нижних перфорационных отверстий. Это означает, в скважине необходимо создать такую депрессию, при которой уровень конусообразования воды будет меньше высоты

y=а (h-h_вс),                                                                                                   (4.1)          

где h- толщина пласта; h_вс – вскрытая толщина; коэффициент а положим  равным 0,4, что по Чарному дает достаточную надежность в определении безводного дебита.

Таким образом, для точного решения задачи о безводном дебите газовой скважины необходимо знание истинного положения границы раздела газ—вода, являющейся функцией времени и режима эксплуатации скважины,  и распределения давления в зоне, дренируемой рассматриваемой скважиной, в значительной мере определяемого степенью изотропии пласта.

В большинстве газоносных пластов вертикальные и горизонтальные проницаемости различаются, причем вертикальная проницаемость k_в значительно меньше горизонтальной. Низкая вертикальная проницаемость снижает опасность обводнения газовых скважин в процессе эксплуатации. Однако при низкой вертикальной проницаемости затрудняется и подток газа снизу в область влияния несовершенства скважины по  степени вскрытия. В связи с этим необходимо учитывать влияние анизотропии, так как использование методов определения Q_пр, разработанных для изотропных пластов, приводит к существенным погрешностям..

Чем больше подъём ГВК, тем выше погрешность в величинах дебитов, определённых  без учета подъёма ГВК. Величина подъёма контакта зависит от запасов и отбора газа, активности водонапорной системы, коллекторских свойств водо-газоносного пласта и др. Внедрение в процессе разработки подошвенной воды приводит к изменению  пластового давления и уменьшению газонасыщенной толщины пласта. При больших упругих запасах воды необходимо учитывать упругоёмкость воды и водоносного пласта.

 Закономерности изменения безводного дебита. Зависимость предельного безводного дебита Q_пр от относительной толщины вскрытия `h= h_вс/h показывает, что существует некоторое вскрытие, при котором предельный, безводный дебит становится максимальным (рис.4.12). При этом для получения максимального дебита степень вскрытия пластов с низкой продуктивностью должна быть больше, чем пластов с высокой продуктивностью, так как с уменьшением проницаемости Q_пр тоже уменьшается.

Учет влияния анизотропии пласта показывает, с уменьшением вертикальной проницаемости предельный дебит существенно снижается (рис.4.12).  Кроме того, с уменьшением параметра анизотропии пласта n=k_в/k_г величина вскрытия пласта h_вс при которой Q_пр становится максимальным, увеличивается.

На величину безводного дебита влияют снижение р(t) и h(t). Чем меньше р(t) и h(t), тем ниже безводный дебит скважины, хотя в целом вторжение воды в газовую залежь несколько замедляет темп снижения пластового давления (рис. 4.13). На данном рисунке  кривые 1-3 соответствуют безводным дебитам при р_пл(t) = 25,7; 21,9 и 14,4 МПа, получаемым при подвижном контакте газ-вода. Безводные дебиты при этих же пластовых давлениях, но при неподвижном контакте газ-вода показаны пунктирными кривыми 2-5. Из рис. 4.13 видно, что при подвижном контакте газ-вода Q_пр снижается более интенсивно, чем при неподвижном газо-водяном контакте. Сравнение кривых зависимости Q_пр от h, построенных при одинаковых р_пл(t) для h₀ и h(t), позволяет определить характер изменения Q_пр при подвижном контакте и прогнозировать безводные дебиты при проектировании разработки газовых месторождений. Для заданной величины вскрытия пласта h_вс изменение газонасыщенной толщины в результате подъема ГВК приводит к обводнению газовой скважины.

 Характер изменения Q_пр, соответствующего максимуму кривых зависимости Q_пр от `h при неподвижном (кривая 1) и подвижном (кривая 2) ГВК, показан на рис. 4.14. Из кривой 2 видно, что при заданной величине h_вс по мере снижения пластового давления и подъема ГВК Q_пр резко снижается и по достижении h(t) = h_вс скважина обводняется. Для избежания обводнения в процессе разработки необходимо синхронно с изменением h(t) изменять и вскрытую толщину пласта h_вс. Только тогда скважина будет эксплуатироваться до полного истощения залежи.

Для анизотропного пласта  независимо от величины параметра анизотропии n при снижении р_пл и уменьшении h(t) Q_пр снижается. С уменьшением вертикальной проницаемости k_в или параметра анизотропии n Q_пр уменьшается. Это означает, что уменьшение доли дебита за счет подтока из невскрытой части пласта происходит в результате ухудшения вертикальной проницаемости пласта. В конечном счете при существенном снижении вертикальной проницаемости безводный дебит стремится к дебиту скважины, вскрывшей пласт толщиной h_вс , где имеет место только плоско-радиальная фильтрация газа к скважине. Следовательно, при снижении параметра анизотропии n наиболее выгодно полное вскрытие пласта.

Если сравнивать между собой предельные дебиты из изотропного и анизотропного пластов, то Q_пр  анизотропного пласта  всегда меньше безводного дебита из изотропного пласта.

4.4.3.2.  Методы увеличения предельного безводного дебита Q_пр[10]

Способы увеличения безводного дебита:

отыскание оптимальной величины вскрытия газоносного пласта, соответствующий максимальному,  безводному дебиту;

создание искусственных непроницаемых экранов между ГВК и нижним интервалом перфорации.

Увеличение Q_пр путём отыскания h_опт  При вскрытии газоносного пласта с подошвенной водой производительность вертикальной скважины зависит от  степени вскрытия пласта и расстояния от забоя до ГВК. При этом, чем меньше степень вскрытия, тем больше влияние несовершенства скважины на её производительность. При небольших степенях вскрытия пласта влияние несовершенства на производительность существеннее, чем влияние депрессии на пласт. Поэтому естественно, что существует некоторая величина вскрытия, зависящая от параметров пласта и свойств газа и воды, при которой скважина дает максимальный безводный дебит.

На всех кривых зависимостей Q_пр от `h  (рис.4.13), построенных для изотропного и анизотропного пластов с неподвижным и подвижным ГВК, имеется точка, соответствующая максимальному значению Q<sub>пр</sub> . Значение `h  в этих точках соответствует оптимальной величине вскрытия пласта. Величину h_вс,опт можно определить двумя способами: аналитическим и графоаналитическим.

При аналитическом способе неизбежны допущения, которые снижают  точность искомой величины. Поэтому лучше определять оптимальную толщину вскрытия h_опт графоаналитическим методом.

Подъём ГВК в процессе разработки приводит к непрерывному уменьшению газонасыщеной толщины пласта Для заданного вскрытия пласта h_вс уменьшение во времени газонасыщенной толщины приводит к увеличению значения относительного вскрытия. Поэтому величина вскрытия, являющаяся в   начале разработки оптимальной, становится неоптимальной (перемещается вправо от оптимума) и предельный, безводный дебит  резко снижается. Это означает, что каждой текущей толщине газоносного пласта h(t) соответствует своя оптимальная  величина вскрытия. При этом относительная величина оптимального вскрытия остается постоянной величиной (рис.4.15). С увеличением времени t, т.е. с уменьшением  h(t), установленная вначале h_опт растет и стремится к `h=1. При подъеме ГВК установленная вначале h_опт  через некоторое время оказывается в обводненной зоне, и поэтому безводный дебит равняется нулю. Это означает, что каждой текущей толщине газоносного пласта h(t) соответствует своя оптимальная величина вскрытия. При этом для заданного пласта с неизменными, кроме толщины, параметрами оптимальная величина вскрытия при учете изменения h(t) остается постоянной, как это показано кривой 2 на рис. 4.15.  Приведенные закономерности указывают на то, что необходимо синхронное с подъёмом ГВК уменьшение вскрытой толщины пласта с целью обеспечения оптимального вскрытия в течении всего периода разработки.

Увеличение Q_пр  путём создания  непроницаемого экрана. Создание непроницаемого экрана (рис. 4.16) между нижним интервалом перфорации и ГВК затрудняет прорыв в скважину конуса воды, вершина которого находится непосредственно подо дном. Уровень ГВК даже на небольшом расстоянии от ствола скважины намного ниже, чем непосредственно у ствола, что связано с распределением давления в пласте работающей скважине. Следовательно, создание искусственного непроницаемого экрана позволяет существенно снизить опасность обводнения, продлить продолжительность безводной эксплуатации скважины и увеличить саму величину дебита в несколько раз.

Материалы, из которых изготавливаются экраны. Специальные смолы

Размеры экрана. Характер изменения величины Q_пр, соответствующей оптимальной толщине вскрытия, от радиуса непроницаемого экрана R_п показан на рис 4.17. Видно, что изменение радиуса до 50м приводит к росту Q_пр в 8 раз. Наибольшее изменение Q_пр происходит в области изменения размера экрана до 10м. Далее темп роста Q_пр значительно снижается. Кроме того , при величине вскрытия, не превышающей половины толщины газоносного пласта, создание экрана  больших размеров, кроме экономической нецелесообразности, приводит к потере энергии пласта. Поэтому целесообразно создавать перегородки радиусом не более 10м.

Толщина непроницаемого экрана практически не влияет на величину допустимой депрессии на пласт и на Q_пр. При небольшой толщине газоносного пласта толщину экрана можно свести к минимуму.

В неоднородных по мощности и по площади пластах возможно отклонение от цилиндрической формы экрана.

4.4.3.3. Одновременный приток газа и подошвенной воды к газовой скважине

При наличии подошвенной воды в процессе эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин наступает время, когда по различным причинам конус подошвенной воды прорывается в скважину и ее эксплуатация с одновременным отбором газа и воды становится необходимостью(рис.4.18). Так, например, при вскрытии пласта с подошвенной водой и превышении допустимой депрессии на пласт в процессе освоения и испытания скважин при одновременном вскрытии газо- и водоносного интервалов возникает необходимость одновременного отбора газа и воды. В некоторых случаях одновременный отбор газа и воды обусловлен геологическими характеристиками месторождения. В частности, при малых толщинах пласта и низкой продуктивности залежи, когда при ограниченной депрессии на пласт производительность скважины незначительна и не обеспечивает устойчивого режима ее эксплуатации, требуется эксплуатация с притоком пластовой воды. Определение дебитов газа и подошвенной воды с учетом параметров пласта в водо- и газоносной частях залежи и прогнозирование их на весь период разработки представляют большой практический интерес. Решение этой задачи в точной постановке сопряжено с большими математическими трудностями, так как физическая сущность задачи при ее математическом описании требует знания формы границы раздела, характера изменения фазовой проницаемости в обводненной зоне и др.

Как правило, при обводнении скважин с целью предотвращения дальнейшего роста притока воды снижают депрессию на пласт. В целом при остановке скважины происходит оседание образовавшегося конуса подошвенной воды. Однако после образования первого конуса воды периодические, остановки скважины не приводят к устойчивой безводной эксплуатации и, как правило, вторичный и последующие конусы образуются значительно быстрее, чем первый. По-видимому, это связано с поверхностными явлениями в газоносной области до обводнения и после него. Эксплуатация обводненных скважин осложняется еще и тем, что работа ствола скважины при значительном количестве пластовой воды может отрицательно влиять на закономерное обводнение газоносной части пласта подошвенной водой.

Закономерности при одновременном притоке. 1. Если вертикальная проницаемость k_в больше 0 и толщина газонасыщенной части пласта в остановленной скважине находится в пределах 0£h_г£h (h – толщина пласта), то при любой депрессии па пласт и любом вскрытии существует приток газа к скважине.

2. При k_в=0 и вскрытии только газоносной части пласта притока воды не будет, а наоборот, при вскрытии только водоносной части пласта не будет притока газа.

3. Над поверхностью ВВ₁ имеет место двухфазное течение.

4. При полном вскрытии газонасыщенной части пласта приток воды к скважине начинается при любой депрессии на пласт.

5. При неполном вскрытии газоносной части пласта начало притока воды в скважину соответствует депрессии, превышающей гидростатическое давление столба воды от нижнего интервала вскрытия до поверхности ГВК.

6. С уменьшением толщины газонасыщенной части пласта и увеличением депрессии дебит воды увеличивается.

4.4.3.3. Одновременный приток газа и нефти к газовой скважине, вскрывшей газонефтяной пласт

Создание депрессии на пласт при полном или частичном вскрытии только газонасыщенного или  только нефтенасыщенного интервала, а также при одновременном  вскрытии газо –нефтенасыщенного интервалов приводит к деформации границы раздела фаз. Вследствие того, что наибольшая крутизна кривых распределения давления газа имеет место в призабойной зоне можно предположить, что основное изменение газонасыщенной толщины при прорыве нефтяного конуса происходит в призабойной зоне. За пределами призабойной зоны изменение толщины газонасыщенной части пласта весьма незначительно.

Максимальная высота подъёма h_н газонефтяного контакта (ГНК) имеет место у стенки скважины. Величину этого подъёма можно оценить без учета капиллярных сил по законам гидростатики

,                                                                   (4.2)

где r_н , r_г – плотности нефти и газа в пластовых условиях; h - коэффициент перевода высоты на Мпа; Dр – депрессия на пласт.

Допускается, что конус нефти не перекроет газонасыщенный интервал у стенки скважины, если созданная депрессия не приведет к превышению высоты подъема ГНК h_н над начальной толщиной газоносной области по деформации границы ГНК h_го . Для этого нужно соблюдать условие

,                                                                                      (4.3)

Увеличение высоты подъема нефти при газодинамических исследованиях от режима к режиму приводит к образованию выпуклости индикаторной кривой нефти, построенной в координатах Dр – Q_н (рис. 4.19). По мере увеличения h_н дебит газа уменьшается (рис.4.20), а дебит нефти увеличивается. При этом нарушаются индикаторные зависимости нефти и газа. Если в скважине, вскрывшей газонефтяные пласты, от режима к режиму увеличивается темп роста дебита газа, то это означает увеличение поверхности притока газа к скважине за счет прорыва газа через нефтеносную зону. Если это является следствием подтягивания конуса нефти к газоносной области, то происходит увеличение поверхности притока нефти. Естественно, что существуют и другие факторы, приводящие к увеличению темпа роста дебитов нефти и газа ( очищение призабойной зоны, подключения новых пропластков и т.д.), но при совместном притоке нефти и газа увеличение дебита одного из них обязательно приводит к уменьшению дебита другого. Поэтому на практике по характеру изменения дебитов нефти и газа на различных режимах можно определить, какая из фаз увеличивается за счет прорыва через зоны другой фазы.

4.4.3.5. Технологический режим эксплуатации горизонтальных

газовых скважин,  вскрывшей пласты с подошвенной водой[10]

Параметры, определяющие допустимую депрессию на пласт в горизонтальных  скважинах.  В горизонтальной скважине степень вскрытия пласта не является фактором, влияющим на депрессию. Для горизонтальной скважины её совершенство по степени вскрытия определяется не толщиной пласта, а длиной полосы и горизонтальной части ствола. Поэтому допустимая депрессия  на пласт, при которой достигается максимальное значение дебита, определяется не степенью вскрытия, а положением ствола относительно кровли и подошвы пласта. Перемещение ствола  относительно кровли и подошвы незначительно снижает дебит горизонтальной скважины по сравнению с дебитом получаемом при симметричном по толщине расположением ствола (приблизительно на 3%). Поэтому при наличии подошвенной воды вполне естественно, что горизонтальная часть ствола должна быть приближена к кровле. Это позволяет получить некоторое преимущество в надежности безводной эксплуатации горизонтальной скважины, если депрессия на пласт заранее установлена. При этом, увеличение длины ствола линейно увеличивает безводный дебит при заданной допустимой величине депрессии на пласт. Т.о. главная задача обоснования технологического  режима эксплуатации горизонтальной скважины заключается в установлении величин допустимой депрессии на основе геолого-промысловой характеристики продуктивного пласта.

Места определения максимально допустимой депрессии в ГС.  Если скважина не оборудована фонтанными трубами, то максимально допустимая депрессия должна определяться для сечения, где скважина переходит от горизонтального положения к вертикальному, т.к. на этом месте происходят максимальные потери давления по длине фильтра. Если скважина оборудована фонтанными трубами, то допустимая депрессия определяется у башмака фонтанных труб.

4.5. Определение дебита скважины при безгидратном режиме её работы

Условия на давление и температуру для обеспечения безгидратного режима на забое и устье.

 р_З£ р_р  и  Т_З ³ Т_Р; р_у < p_p и Т_у > Т_р, ,

где р_р , Т_Р - равновесные давление и температура гидратообразования.

Если ствол скважины проходит через зону вечной мерзлоты, то наличие этой зоны должно быть учтено. Если расчеты показывают, что при соответствующих дебитах скважины условие безгидратного режима не выполняется, то необходимо предусмотреть подачу ингибитора в скважину.

Уравнение для пластового давления при учете дроссель-эффекта

р_пл(t) = ( Т_пл -Т_р )/ D_{i cp} + p_p,

 где D_{i cp} -среднеинтегральный в области дренажа коэффициент  Джоуля - Томсона.

Соотношение для критического дебита

4.6.         Влияние коррозийно- активных компонентов в составе газа на

технологический режим[10]

Факторы, приводящие к коррозии оборудования. Концентрация агрессивных компонентов в газе, давление и температура среды, скорость потока, минерализация воды, техническая характеристика используемого оборудования, влага, органические кислоты (муравьиная, уксусная, пропионовая , щалевая).

Способы  ослабления коррозийного воздействия. Так как часть коррозийных факторов не поддаётся регулированию, при выборе технологического режима работы таких скважин следует исходить из возможности применения коррозийных материалов, антикоррозийных ингибиторов, установления оптимальных давлений, температур и скорости газа, а также правильного выбора конструкции скважин

4.6.1. Влияние углекислого газа

Параметры, влияющие на интенсивность коррозии, и характер их влияния. Интенсивность углекислой коррозии зависит от парциального давления углекислого газа и температуры среды, а именно, с ростом парциального давления СО₂ и температуры среды скорость коррозии увеличивается.

Для уменьшения коррозии в фонтанных трубах, задвижках, тройниках и шлейфах требуется изменение режима движения, так изменение режима движения газожидкостного потока в фонтанных трубах путём использования уплотнительных колец между торцами труб приводит к снижению интенсивности коррозии в 2 раза.

При углекислотной коррозии существенное значение имеют минерализация и количество поступающей в скважину пластовой воды.

Зависимость интенсивности от парциального уравнения. При парциальном давлении менее 0,05 МПа коррозии обычно не наблюдается. При парциальном давлении от 0,05 до 0,2 МПа коррозия возможна, но существенно зависит от температуры. При парциальном давлении более 0,2МПа коррозия интенсивна.

В процессе разработки парциальное давление СО₂ снижается, а объём водного конденсата увеличивается. Наиболее значительна зависимость интенсивности коррозии от парциального давления, поэтому  при практически постоянных значениях скорости потока и температуры газа интенсивность коррозии снижается. Снижение парциального давления в 3 раза переводит коррозию из группы сверхвысокой (интенсивность порядка 5мм/год) до слабой (интенсивность коррозии 0,05-0,1мм/год).

4.6.2. Влияние сероводорода

Характер коррозии. Наиболее агрессивный компонент в составе природного газа, вызывающий наиболее интенсивную коррозию, сероводород Н₂S. Характерная черта сероводородной коррозии - растрескивание металла. При наличии сероводорода большинство сталей при напряженном состоянии быстро разрушаются. Воздействие сероводорода на металл, в присутствии воды, приводит к образованию сульфида железа и атомарного водорода, часть которого проникает в металл и делает его хрупким и непрочным. При этом с ростом прочности металла на разрыв и текучесть опасность сульфидного растрескивания увеличивается.

Зависимость интенсивности от парциального уравнения. . Основным фактором, определяющим интенсивность коррозии, является парциальное давление сероводорода в газе. Сероводород может вызвать серьёзную прогрессирующую коррозию уже при парциальном давлении 0,00015 МПа и выше.

4.6.3. Влияние воды

Роль воды в процессе коррозии. Количество поступающей в скважину воды при заданной концентрации углекислоты в газе предоопределяет кислотность среды. При заданной концентрации СО₂ с увеличением объёма воды в продукции скважины кислотность среды рН снижается, что приводит к заметному снижению интенсивности коррозии. При наличии конденсата в газе с высоким парциальным давлением СО₂ присутствие пластовой воды может усилить интенсивность коррозии.

Зависимость интенсивности коррозии от солевого состава воды. Интенсивность углекислотной коррозии зависит и от солевого состава воды. Присутствие в воде большого количества гидрокарбонатов ведёт к заметному подщелачиванию среды, снижению количества углекислоты, а, следовательно, и интенсивности коррозии. Воды жесткого характера меньше влияют на углекислотную коррозию, чем щелочные.

Зависимость интенсивности коррозии от органических кислот. В условиях высоких температур и давлений присутствие в пластовой воде органических кислот при наличии в газе углекислоты является одной из основных причин усиления интенсивности коррозии скважинного и промыслового оборудования.

4.6.4. Влияние скорости потока

Основными причинами коррозии оборудования являются повышенная скорость и режимы течения газа (рис.4.21). В местах изменения направления потока и проходного сечения интенсивность коррозии значительно больше, что связано с изменением режима течения газа. Интенсивное разъедание поверхности фонтанных труб у устья при больших скоростях и отсутствие коррозийного процесса в местах, где скорость пока меньше 10 м/с, показывают, что основной причиной коррозии является скорость.

Снижение скорости потока в фонтанных трубах может быть произведено путем увеличения диаметра фонтанных труб или снижения дебита. При установлении технологического режима, когда ограничивающим фактором является скорость потока, следует максимальным образом использовать возможность увеличения диаметра труб. В противном случае необходимо снизить дебит скважины или увеличить частоту смены фонтанных труб, что экономически невыгодно. В тоже время замена фонтанных труб малого диаметра на больший эффективна только в том случае, когда разовая замена полностью исключает опасность коррозии. Однако это возможно при очень низких скоростях потока газа в скважине.

 Резкое уменьшение коррозии происходит при скорости меньшей критической.

Вместе с этой лекцией читают "13 Косые скачки уплотнения".

Критическая скорость – это скорость, равная скорости звука в природном газе заданного состава

Возможные сечения, определения критической скорости:

сечение перехода от одного диаметра к другому;

 устье скважины;

Основная цель при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений с коррозийно- активными компонентами в составе газа сводится к установлению такого технологического режима и выбору соответствующей конструкции фонтанной колонны, при которых скорость потока всегда меньше критической по всей длине скважины.

Ограничения на применение режима с заданной критической скоростью. Технологический режим работы скважины при заданной критической скорости потока, ограниченной интенсивностью коррозии, устанавливается достаточно редко, так как оборудование скважины сооружается из металла в антикоррозийном исполнении или эксплуатация осуществляется подачей антикоррозийных ингибиторов. Это связано с тем, что ограничение скорости при недостаточном его обосновании приводит  к дополнительным затратам и повышению себестоимости газа.