 |
Технологические режимы эксплуатации скважин, причины ограничения дебитов
|
|
|
|
Технологический режим работы проектных скважин относится к числу наиболее важных решений, принимаемых проектировщиком. Технологический режим работы, наряду с типом скважины (вертикальная или горизонтальная), предопределяет их число, следовательно, наземную обвязку, а в конечном счете, капвложения на освоение месторождения при заданном отборе из залежи. Трудно найти проблему при проектировании которая имела бы, как технологический режим, многовариантное и сугубо субъективное решение.
Технологический режим - это конкретные условия движения газа в пласте, призабойной зоне и скважине, характеризуемые величиной дебита и забойного давления (градиента давления) и определяемые некоторыми естественными ограничениями.
К настоящему времени выделены 6 критериев, соблюдение которых позволяет контролировать устойчивую работу скважины Эти критерии являются математическим выражением учета влияния различных групп факторов на режим эксплуатации. Наибольшее влияние на режим эксплуатации скважин оказывают:
деформация пористой среды при создании значительных депрессий на пласт, приводящих к снижению проницаемости призабойной зоны, особенно в трещиновато- пористых пластах;
разрушение призабойной зоны при вскрытии неустойчивых, слабоустойчивых и слабосцементированных коллекторов;
образование песчано-жидкостных пробок в процессе эксплуатации скважин и их влияние на выбранный режим работы;
образование гидратов в призабойной зоне и в стволе скважины;
обводнение скважин подошвенной водой;
коррозия скважинного оборудования в процессе эксплуатации;
подключение скважин в общин коллектор;
вскрытие пласта многопластовых месторождений с учетом наличия гидродинамической связи между пропластками и др.
|
|
|
Все эти и другие факторы выражаются следующими критериями, имеющими вид:
/dR = Const - постоянный градиент, с которым должны эксплуатироваться скважины;
ΔP=Pпл(t) - Pз(t) = Const - постоянная депрессия на пласт;з(t) = Const - постоянное забойное давление;(t) = Const - постоянный дебит;(t) = Const - постоянное устьевое давление;
υ(t) = Const - постоянная скорость потока.
Для любого месторождения при обосновании технологического режима работы следует выбрать один (очень редко два) из этих критериев.
При выборе технологических режимов работы скважин, проектируемого месторождения, независимо от того, какие критерии будут приняты в качестве основных, определяющих режим эксплуатации, должны быть соблюдены следующие принципы:
полнота учета геологической характеристики залежи, свойств флюидов, насыщающих пористую среду;
выполнение требований закона об охране окружающей среды и природных ресурсов углеводородов газа, конденсата и нефти;
полная гарантия надежности работы системы «пласт-начало газопровода» в процессе разработки залежи;
максимальный учет возможность снятия всех ограничивающих производительность скважин факторов;
своевременное изменение ранее установленных режимов, не пригодных на данной стадии разработки месторождения;
обеспечение предусмотренного объема добычи газа, конденсата и нефти при минимальных капвложениях и эксплуатационных затратах и устойчивой работы всей системы «пласт-газопровод».
Для выбора критериев технологического режима работы скважин сначала следует установить определяющий фактор или группу факторов для обоснования режима эксплуатации проектных скважин. Особое внимание при этом проектировщик должен обратить на наличие подошвенной воды, многослойность и наличие гидродинамической связи между пластами, на параметр анизотропии, на наличие литологических экранов по площади залежи, на близость контурных вод, на запасы и проницаемость маломощных высокопроницаемых пропластков (суперколлекторов), на устойчивость пропластков, на величину предельных градиентов, с которых начинается разрушение пласта, на давление и температуры в системе «пласт-УКПГ», на изменение свойств газа и жидкости от давления, на обвязку и на условия осушки газа и др.
|
|
|
4. Расчет безводного дебита скважины, зависимость дебита от степени вскрытия пласта, параметра анизотропии
В большинстве газоносных пластов вертикальные и горизонтальные проницаемости различаются, причем, как правило, вертикальная проницаемость kв значительно меньше горизонтальной kг. Низкая вертикальная проницаемость снижает опасность обводнения газовых скважин, вскрывших анизотропные пласты с подошвенной водой в процессе их эксплуатации. Однако при низкой вертикальной проницаемости затрудняется и подток газа снизу в область влияния несовершенства скважины по степени вскрытия. Точная математическая связь между параметром анизотропии и величиной допустимой депрессии при вскрытии скважиной анизотропного пласта с подошвенной водой не установлена. Использование методов определения Qпр, разработанных для изотропных пластов, приводит к существенным погрешностям.
Алгоритм решения:
. Определяем критические параметры газа:
. Определяем коэффициент сверхсжимаемости в пластовых условиях:
. Определяем плотность газа при стандартных условиях и далее при пластовых:
. Находим высоту столба пластовой воды, необходимой для создания давления 0,1 МПа:
. Определяем коэффициенты a* и b*:
. Определяем средний радиус:
. Находим коэффициент D:
. Определяем коэффициенты Ko, Q* и предельно безводный дебит Qпр.безв. в зависимости от степени вскрытия пласта ħ и для двух разных значений параметра анизотропии:
Расчет:
Исходные данные:
Таблица 1 - Исходные данные для расчета безводного режима.
| Тпл, К | 303 | Rк, м | 500 |
| ρотн | 0,56 | ν1 | 0,03 |
| ρв.ст.усл., кг/м3 | 1,205 | ν2 | 0,003 |
| Pпл, Мпа | 9,9 | g, м/с2 | 9,81 |
| Rс, м | 0,057 | Тст, К | 293 |
| А, МПа²*сут/тыс.м³ | 0,0064 | Рат, МПа | 0,1013 |
| В, МПа²*сут²/(тыс.м³)2 | 0,0000047 | hпл, м | 40 |
| ρв, кг/м3 | 985 |
|
|
|
Таблица 4 - Расчет безводного режима.
|
|
|
