Обоснование технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин

Определение дебита скважин при полном и частичном перекрытии пласта песчаной пробкой и столбом жидкости

Дебит скважины при полном перекрытии интервала перфорации пробкой можно оценить по формуле:

(6.4)

где Р_пл, Р_з – соответственно пластовое и забойное давления, МПа; δ – высота пробки, равная мощности пласта h, т.е. δ=h; а, b – коэффициенты фильтрационного сопротивления, определяемые из выражений:

, (6.5)

Здесь k_пр – проницаемость пробки, мкм².

Относительный дебит скважины, когда продуктивный интервал полностью перекрыт пробкой, приближенно определяется по формуле:

(6.6)

При частичном перекрытии пласта пробкой относительный дебит скважины определяется по формуле:

(6.7)

Дебит скважины, вскрывшей пласт толщиной Н и перекрытой столбом жидкос­ти высотой δ=H, определяется по формуле:

(6.8)

где

(6.9)

ρ_ж, ρ_г – плотности соответственно жидкости и газа в забойных условиях; φ – истинное газосодержание в интервале фильтра; Р_з – забойное давление у кровли пласта.

Относительный дебит скважины при полном перекрытии столбом жидкости про­дуктивного интервала приближенно можно оценить по формуле:

(6.10)

При частичном перекрытии продуктивного интервала столбом жидкости, относительный дебит скважины оценивается по формуле:

(6.11)

где Q₀ – дебит чистой (без столба жидкости) скважины; Q₁, Q₂ – дебиты из перекрытой и не перекрытой столбом жидкости интервалов пласта, соответственно.

6.3.2 Влияние депрессии на единицу длины пробки на степень загрязнения забоя скважин и условия образования или разрушения пробки

Степень загрязнения забоя скважины песчаной пробкой связана со скоростью по­тока и депрессией, приходящейся на единицу длины пробки.

Для известных значений давления у кровли Р_зи проницаемости пробки, в которой значителен градиент давления, сила, действующая на пробку высотой δ и сечением 1 см², определяется по формуле:

(6.12)

где Р_под – давление у подошвы пласта, МПа.

Удельный перепад на единицу длины пробки приближенно определяется по формуле:

(6.13)

Влияние депрессии на процесс образования пробки оценивается по форму­лам:

, (6.14)

. (6.15)

Формула (6.14) позволяет определить:

1. Критическую высоту пробки при условии:

(6.16)

2. Непрерывный рост пробки при:

(6.17)

3. Разрушение и вынос пробки при:

(6.18)

где ρ_п – плотность вещества, образующего пробку, кг/м³.

Образование песчаной пробки или столба жидкости непосредственно связано с выбором диаметра и глубины спуска фонтанных труб, распределением дебита в интервале перфорации и дебитом скважины.

Технологический режим эксплуатации вертикальных газовых скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой

Рисунок 6.2 - Схема вскрытия пласта с подошвенной водой вертикальной скважиной.

При заданном в призабойной зоне гиперболическом характере изменения толщины газоносного пласта предельный безводный дебит газовой скважины определяется по формуле:

,(6.19)

где . При ранее принятых обозначениях параметров в формуле (6.19) и вводя новые:

k₀=4 b ^*ΔP²/ a ^*R_c; а ^*= μZР_атТ_пл/πkhТ_ст и b ^*=ρ_aтP_aтZT_nл/2π² l h²T_ст (6.20)

получен безразмерный безводный дебит имеющий вид:

(6.21)

Тогда формула для определения предельного безводного дебита скважины при гиперболическом характере изменения толщины газоносного пласта в призабойной зоне примет вид:

(6.22)

При расчете безводного дебита Q_npв формулу (6.22) следует подставлять величину ΔР²_доп, определяемую по формуле:

(6.23)

где ρ_в, ρ_г – соответственно плотности воды и газа в пластовых условиях; g – ускорение силы тяжести; η – высота столба жидкости, обеспечивающая давление 0,1 МПа.

С достаточной для практики точностью величину ΔР²_допможно определить по формуле:

или (6.24)

где ,

С учетом этих изменений формулы (6.20) и (6.21) примут вид:

; ; (6.25)

По формуле (6.25) рассчитывались предельные безводные дебиты скважин с исходными данными: Р_пл=30 МПа; h=50 м; R_к=500 м; R_с=0,1 м; b _ис=0,58·10^-4; а _ис=0,0056; 0,056 и 0,56 для различных относительных вскрытий; h=0,1+1,0. Полу­ченная зависимость предельного безводного дебита Q_np от hпоказывает (см. рисунок 6.3), что существует некоторое вскрытие, при котором предельный безводный дебит стано­вится максимальным. Установлено, что с увеличением коэффициента a _ис, Q_пp умень­шается. Для получения максимального дебита степень вскрытия пластов с низкой продуктивностью должна быть больше, чем таковая пластов с высокой продуктивностью.

Рисунок 6.3 – Зависимости предельного безводного дебита Q_пр от относительного вскрытия пласта при Р_пл=30 МПа:

кривые соответствуют величинам 1 – k₀=161; 2 – k₀=1,61 и 3– k₀=0,0161.

 

Рисунок 6.6 – Схема притока газа к горизонтальной скважине, вскрывшей полосообразный пласт на произвольном расстоянии от его кровли и подошве.

где P_зд – допустимая величина давления на стенке горизонтального ствола у поворота от вертикального положения к горизонтальному, при которой достигается допустимый градиент давления. При этом критический дебит горизонталь­ной скважины, вскрывшей изотропный полосообразный пласт, со­ответствующий допустимой величине градиента давления на стенке горизонтального ствола:

(6.45)

где ;

Допустимая величина давления на стенке гори­зонтального ствола Р_зд, при критическом дебите Q_кр может быть определена по формуле:

(6.46)

Рисунок 6.7 – Зависимость предельно безводного дебита от удаления горизонтального ствола от поверхности ГВК.

Рисунок 6.8 – Схема горизонтальной скважины при отсутствии зоны многолетнемерзлых пород в разрезе ствола скважины.

При определении температурного технологического режима горизонтальных газовых скважин с большим и со средним радиусом кривизны, следует рассматривать изменение температуры на горизонтальном, искривленном и вертикальном участках ствола.

Температура у сечения, где происходит поворот ствола от горизонтального направления к искривленному, Т_зп связана с изменением температуры газа от Т_пл к Т_зп из-за создания депрессии на пласт, а также с изменением температуры газа при движении от торца к повороту в результате потерь давления на трении на этом участке.

Температура газа на переходе от горизонтального участка ствола к искривленному, приближенно может быть определено по формуле (3.146).

Как правило, Т_зт не значительно ниже температуры окружающей горизонтальный участок ствола среды, т.е. пластовой температуры Т_пл. Из-за близости температур по длине горизонтального ствола и практически постоянной температуры окружающей ствол среды Т=Т_пл, вследствие небольшого теплообмена формулу (3.146) можно заменить на (3.148).

При практических расчетах температуру газа на переходе ствола от горизонтального участка к искривленному можно принять, как Т_зп, величину, которую в пределах толщины пласта, с допустимой для практики погрешностью, можно оценить по формуле (3.130).

Распределение температуры газа при его движении по искривленному участку ствола скважины, определяется по формуле (3.151).

Геотермический градиент в пределах искривленного участка определяется, исходя из длины этого участка, по формуле (3.152).

Длина искривленного участка определяется по двум показателям:

1. Возможностью по имеющимся технологиям бурения горизонтальных скважин перевода ствола от вертикального направления к горизонтальному;

2. Необходимостью размещения горизонтального участка по площади нефтегазоносности, обеспечивающей равномерное вовлечение в разработку ресурсов нефти и газа по всей площади путем увеличения радиуса кривизны. Этот показатель особенно важен, когда разбуривание залежи происходит с весьма дорогостоящих платформ. При прохождении газа по стволу с большим радиусом кривизны изменение температуры будет значительно больше, чем при движении на вертикальном участке ствола в пределах Н_верт. Это связано с тем, что газ двигаясь по искривленному участку, как правило преодолевает значительно большее расстояние равное L_иск, где L_иск>H_иск. При этом α – размерный коэффициент определяется по формуле (3.153).

При расчете температурного технологического режима работы проектных скважин длину искривленного участка следует определить по формуле (3.154).

Распределение температуры газа при его движении по вертикальному участку ствола скважины, следует определять по формуле (3.155).

Геотермический градиент Г_в на вертикальном участке следует определить по формуле (3.156).

Размерный коэффициент α в формуле (3.155), определяется по формуле (3.157), а безразмерная функция времени f_в(τ), определяется по формуле (3.158).

По результатам расчета распределения температуры газа на отдельных участках ствола величина температуры газа на устье Т_у должна оказаться больше равновесной температуры гидратообразования Т_р, т.е. Т_у>Т_р. Влияние наличия в стволе фонтанных труб, обсадной колонны, промежуточных колонн и цементного камня при длительной работе скважины на заданном режиме не существенно и произвести учет влияния этих факторов можно методами, изложенными в [18].

Определение температурного технологического режима работы горизонтальных газовых скважин со средним и большим радиусами кривизны при наличии зоны многолетнемерзлых пород только в вертикальном участке ствола

Практически на всех газовых и газоконденсатных месторождениях расположенных за полярным кругом имеется зона многолетней мерзлоты. Толщина этой зоны закономерно увеличивается в северном и северо-восточном направлениях. Нижняя граница зон многолетней мерзлоты в северо-восточных районах Российской Федерации доходит до 1300 м. Например, на Мархинской площади (Якутия) глубина мерзлой зоны доходит до 1200 м. Такая толщина многолетнемерзлых зон показывает, что при освоений месторождений шельфа Баренцева и Карского морей, полуострова Ямал и северной Якутии возможны конструкции горизонтальных скважин, когда мерзлая зона будет располагаться не только на вертикальном участке ствола скважины, но и частично охватывать и искривленный участки ствола скважины.

Поэтому метод определения температурного технологического режима работы горизонтальной скважины разработана при наличии зоны многолетней мерзлоты только в вертикальном участке и при наличии этой зоны в вертикальном и частично в искривленном участках.

При наличии зоны многолетней мерзлоты только на вертикальном участке ствола температурный технологический режим работы горизонтальных скважин определяется в следующей последовательности (см. рисунок 6.9):

– сначала определяется распределение температуры в пласте в зоне от R_к до R_с;

– затем ее изменение на горизонтальном участке ствола на переходе этого участка в искривленную зону, где отсутствует зона многолетней мерзлоты;

– далее определяется температура газа на верхней границе искривленного участка;

– по известному значению температуры газа на верхней границе искривленного участка, где начинается зона мерзлоты, рассчитывается температура газа на нижней границе зоны мерзлоты на вертикальном участке;

– затем по известной температуре газа на нижней границе зоны мерзлоты определяют температуру газа до глубины нейтрального слоя в пределах мерзлой зоны.

 

Рисунок 6.9 – Схема горизонтальной скважины при наличии зоны многолетнемерзлых пород в разрезе ствола скважины.

В соответствии с этой последовательностью температурный технологический режим работы горизонтальной скважины:

– снижение температуры газа в пласте в результате создания депрессии на пласт в зоне от R_к до R_с определяется по формуле (3.137);

- на горизонтальном участке распределение температуры определяется по формулам (3.146) или (3.148) для значения х_г=L_гор при условии того, что отсчет температуры производится от торца горизонтального участка ствола скважины;

- на искривленном участке для распределения температуры следует использовать формулу (3.151) до верхней границы этого участка.

- на вертикальном участке, начиная от перехода горизонтального ствола к искривленному, используют формулу (3.155), но при этом верхней границей вертикального участка (снизу вверх), которая является нижней границы зоны мерзлоты, т.е. в этом случае величина х_в, подставляемая в формулу (3.154), максимально равна х_в=Н_в–Н_мв.

- значение температуры при х_в=Н_в–Н_мв будет соответствовать температуре газа на входе в зону мерзлоты, т.е. Т_м. Характер изменения температуры в зоне многолетней мерзлоты определяется по формуле (3.137), а геотермический градиент мерзлой зоны Г_м по формуле (3.129).

Размерный параметр α_м определяется по формуле (3.139), а значение f_м(t), входящий в эту формулу из равенства (3.140).

Определение температурного технологического режима работы горизонтальных скважин со средним и большим радиусом кривизны при наличии зоны многолетней мерзлоты на искривленном и вертикальном участках ствола

В ряде случаев, когда толщина мерзлой зоны большая (северо-восточные регионы России) она частично охватывает искривленный участок ствола скважины. В этом случае, температурный технологический режим работы горизонтальной скважины, определяется в следующей последовательности:

– сначала по формуле (3.130) следует определить температуру на забое (желательно у поворота), значение которой зависит от величины депрессии на пласт и дебита;

- затем определяют температуру газа по формуле (3.146) или (3.148) для х_г=L_гор, при условии, что отсчет температуры производится от торца горизонтальной скважины, где х_г=0;

- далее по известной температуре газа на нижней границе искривленного участка, т.е. на переходе горизонтального ствола в искривленный, определяют температуру газа на нижней границе мерзлой зоны, частично охватывающей искривленный участок, по формуле (3.151);

- затем, используя формулу (3.159) определяем температуру газа на нижней границе вертикального участка;

- по известной температуре на нижней границе вертикального участка рассчитывается распределение температуры газа в мерзлой зоне вертикального участка от нижней границы мерзлой зоны до нейтрального слоя, по формуле (3.137).

Приведенные выше условия определения температурного технологического режима работы горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин охватывают практически все возможные случаи наличия или отсутствия мерзлой зоны в разрезе ствола и конструктивные особенности горизонтальных скважин. При практических расчетах при небольших депрессиях на пласт, незначительных длинах горизонтальных участков, высоких пластовых температурах газа расчеты по обоснованию температурного технологического режима работы горизонтальных газовых скважин, в особенности с малым радиусом кривизны могут существенно упроститься. Это означает, что при высоких температурах пластового газа исключается возможность образования гидратов в горизонтальном, а в ряде случаев в искривленном и вертикальном участках ствола скважины. При небольших депрессиях на пласт (это одно из преимуществ горизонтальных скважин) и небольших длинах горизонтального участка ствола, изменение температуры газа на этом участке будет весьма незначительным и при практических расчетах этим изменением можно пренебречь и принимать Т_зп=Т_пл.

При обосновании температурного технологического режима работы горизонтальных скважин входящие в расчетные формулы, типовые свойства газа и горных пород, а также значения геотермических градиентов определяются методами, изложенными в работах [1, 2].

Обоснование технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин

Одной из основных задач исследования скважин при стационарных режимах фильт­рации является изучение зависимостей между забойным (устьевым) давлением, депрессией на пласт, дебитом газа, количеством жидких и твердых примесей в добываемой продукции, конструкцией скважины, свойст­вами пористых сред и насыщающих их жидкостей и газов и другими параметрами для обоснования и выбора технологического режима эксплуатации скважин.

Обоснованность выбранного технологического режима эксплуатации зависит от досто­верности информации, получаемой в основном газогидродинамическими, газоконденсатными и промыслово-геофизическими исследованиями скважин.

От выбранного технологического режима эксплуатации скважин зависит объем капитальных вложений на разбуривание месторождения и эксплуатационных затрат, а также надежность добычи газа из месторождения.

При установлении технологического режима эксплуатации скважин используются данные, накопленные в процессе поиска, разведки и эксплуатации месторождения путем изучения его геологического строения, проведения газогидродинамических, газоконденсатных, геофизических и лабораторных исследований свойств пористой среды и содержащихся в ней газов, конденсата и воды.

На технологический режим влияет множество факторов, в частности:

– географические и метеорологические условия района расположения месторож­дения, наличие слоя многолетней мерзлоты; форма, тип, размеры и режим залежи; многопластовость залежи; емкостные и фильтрационные параметры пластов (пропластков), глубина и последовательность их залегания, наличие гидродинамической связи между пропластками; запасы газа и кон­денсата, наличие и активность подошвенной и краевых вод;

– условия вскрытия пласта в процессе бурения, свойства промывочной жидкости, степень загрязнения призабойной зоны промывочной жидкостью; деформация и устойчивость пласта к разрушению; влияние изменения давления на параметры пласта, водонефтегазонасыщенность пластов, совершенство скважин по степени и характеру вскрытия, полнота вскрытия удельной площади приходящейся на долю горизонтальной скважины, размещение горизонтального участка по толщине, направление профиля горизонтального ствола и расстояние до контуров зоны, дренируемой скважиной;

– состав газа, конденсата и воды, наличие и концентрация в составе газа коррозионно-активных компонентов, H₂S, CO₂, ртути и др.; присутствие органических кислот в пластовой воде; физико-химические свойства газа, конденсата и воды, влагосодержание газа и их изменение по площади и разрезу и в процессе разработки;

– конструкция скважин, оборудование забоя и устья скважины; схема сбора, очистки и осушки газа на промысле, условия транспортировки газа; техническая и технологическая характеристики применяемого скважинного и промыслового обору­дования;

– условия потребления газа и жидкости, неравномерность по­требления, теплотворная способность газа и т.д.

Учет всех факторов практически невозможен, так как иногда один из факторов противоречит другому. Некоторые из факторов не поддаются учету. Для установления технологического режима эксплуатации скважин с учетом всех факторов должны быть обоснованы и, рекомендованы соответствующие прин­ципы и математические критерии.

При выборе технологического режима необходимо использовать один из следующих критериев, который является определяющим на данном месторождении:

; ΔР =Р_пл–Р_з=const; Р_з=const;

Р_у=const, Q=const, υ=const (6.1)

Деформация и разрушение пласта в призабойной зоне, возможности образования гидратов, конусов подошвенной воды, образование или разрушение песчано-жидкостных пробок, давление начала конденсации, степень коррозии и т.д. выражаются одной из приведенных выше зависимостей. По мере истощения месторождения, продвижения подошвенной и крае­вых вод, снижения дебита и давлений, изменения состава добываемой продукции наступает время, когда установленный режим не обеспечивает работу скважины без осложнений. Тогда необходимо производить замену ранее установленного технологического режима другим режимом. При обосновании технологического режима следует учесть геологическую характеристику залежи и техническую и технологическую характеристики промыслового и скважинного оборудования.

Если при выборе технологического режима необоснованно снижена производительность скважин, то это приводит к увеличению капиталовло­жений и эксплуатационных затрат.