Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
Следует отметить, что прорвавшийся уже на забой конус подошвенной воды, или поступление контурных вод, т.е. их прорыв, как показывает опыт, не может быть ликвидирован простым закрытием скважины. Обычно в этом случае приходится в скважине проводить специальные работы по изоляции обводнившихся пропластков.
Ретроспективный анализ работы скважин на Уренгойском месторождении показал, что фильтрация при нарушении закона Дарси способствует избирательному продвижению воды.
Эксплуатация газовых скважин, имеющих подошвенную воду, приводит к уменьшению дебита газа и увеличению количества воды, что способствует и коррозии оборудования. Поэтому при эксплуатации таких скважин, как правило, следует установить дебит, а следовательно, и депрессию, при которой скважины не обводняются. Обнадеживающие результаты по прогнозу обводнения скважин Оренбургского месторождения получены применением С.Л. Критской и К.Р. Маргуловой метода распознавания образов.
Дебит газа и максимальную депрессию, при которых не происходит прорыв подошвенных вод, оценивают расчетным путем [15, 20] и проверяют очень осторожно опытным путем, эксплуатируя скважину на различных режимах и контролируя при этом поступление жидкости на забой скважины.
Предельный безводный дебит, позволяющий вести эксплуатацию без прорыва конуса воды в газовую скважину, можно оценить по формуле
Q = 7лкЬ29вРпл q(5.1)
ИРст
где Q — предельный безводный дебит газа, см3/с; k — проницаемость в горизонтальном направлении, мкм2; h — тол-
221
щина газоносной части, считая от кровли продуктивного пласта до контакта газ — вода, см; рв — плотность воды в пластовых условиях, кг/см3; рпл — абсолютное давление на контуре Я.к, МПа; Як — радиус контура питания, см; |i — вязкость газа, Па-с; рст = 0,103 МПа; q* — безразмерный предельный безводный дебит, который определяется из рис. 5.1
в зависимости от величины р = — к и степени вскрытия
/ к в
h = Лвск / h; 1гвск — вскрытая толщина пласта, см; кв — про-ницаемость в вертикальном направлении.
Зная предельный безводный дебит, из (5.1) определяем предельно допустимую депрессию.
При Q <
Ap = рк - д/рк - aQ.
При Q >
Ap = рк - д/Рк2 - aQ - bQ^Q + bQQ,
здесь a, b — коэффициенты фильтрационного сопротивления; Q143 — критический дебит, определяемый по данным исследований скважин,
Q =Q - Qкрln Qk.
Условность оценки предельного безводного дебита связана обычно с неопределенностью информации о неоднородности
Я*
0,24
0,20 0,16 0,12 0,08 0,04
0 0,2 0,4 0,6 0,8 h Den. 5.1. gaaefie ilnou g* io h
222
пласта, в результате их точность не более 50 %, о чем свидетельствуют полученные промысловые проверки.
В процессе разработки месторождения при общем подъеме контакта газ — вода предельные безводные дебиты и депрессии по скважинам будут уменьшаться. Для этих условий также технологический режим предельного безводного дебита не должен превышать значение энергосберегающего дебита.
Oaoiieiae^aneea бпїеїаеу
К этим условиям, влияющим на выбор режима работы скважины, можно отнести следующие:
скопление жидкости в стволе и на забое;
образование гидратов в стволе в призабойной зоне пласта;
обеспечение оптимальных условий при обработке газа;
необходимость очистки забоя от жидкости и твердых частиц;
обеспечение минимума пластовых потерь давления.
Природные газы в условиях пласта насыщены парами влаги. При изменении термодинамического равновесия во время эксплуатации месторождения на забое в стволе скважины могут создаваться условия, благоприятные для образования кристаллогидратов. Особенно это относится к месторождениям, пластовая температура в которых близка к равновесным условиям гидратообразования.
Например, в газовых месторождениях в районах западной и восточной Сибири пластовые температуры относительно низкие.
Образование кристаллогидратов создает серьезные трудности при эксплуатации скважин, вызывая изменение их производительности и даже прекращая подачу газа из скважин вследствие формирования гидратных пробок, обмерзания оборудования и т.д.
При установлении технологического режима эксплуатации скважин приходится считаться с возможностью образования кристаллогидратов, предусматривать меры по предотвращению их образования и разрушению образовавшихся гидратов.
При эксплуатации газоконденсатных месторождений одним из факторов, ограничивающих дебиты скважин, может являться необходимость получения вместе с газом максимально возможного количества конденсата.
Необходимость добычи конденсата из скважин может
223
приводить к уменьшению депрессий на пласт с целью недопущения преждевременного выпадения конденсата в пласте. Может также возникнуть необходимость уменьшения диаметра фонтанных труб для обеспечения выноса конденсата с забоев скважин, а также получения более высокого давления на входе в установки низкотемпературной сепарации.
Oao le^aneea oneiaey
К этим условиям, влияющим на дебит газа, можно отнести:
неудовлетворительное состояние забоя и подземного оборудования, в частности, образование песочно-глинистых пробок. В ряде случаев забой засоряется грязью, которая устраняется продувкой или промывкой забоя. Улучшить условия выноса жидкости и твердых частиц с забоя можно увеличением глубины спуска НКТ;
