Изменение технологического режима эксплуатации скважин в процессе разработки

Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, установленный на ранней стадии разработки с учетом определяющего на этой стадии фактора или сочетания факторов изменяется в процессе разработки месторождений. Изменения технологического режима обусловливаются либо изменением определяющего фактора, по которому устанавливался дан­ный режим, либо возникновением и влиянием новых факторов, которые на данном этапе разработки. Необходимость изменения установ­ленного технологического режима обусловливается изменением характеристик пласта и скважин в процессе разработки, проведением ремонтно-профилактических и интенсификационных работ.

Необходимость изменения режима работы скважин возникает:

I. Когда определяющим фактором является подошвенная вода и допустимая пре­дельная депрессия на пласт была выбрана для заданной начальной величины вскрытия пласта и положения газоводяного контакта. С изменением пластового давления и толщины газоносного пласта величина допустимой депрессии линейно умень­шается.

II. Когда определяющим фактором является близость контурных вод и когда критерием выбора режима могут служить несколько параметров, среди которых наиболее существен суммарный отбор газа из месторождения, в особенности с малыми запасами газа до прорыва воды в скважину.

В скважинах, располо­женных близко к контурной воде, ограничение депрессии с целью предотвраще­ния преждевременного прорыва воды является необходимым условием. Величина деп­рессии в приконтурных скважинах на каждом конкретном месторождении и в конкретной скважине выбирается расчетным путем, исходя из расстояния от забоя скважины до контакта газ-вода, коллекторских свойств пласта и их изменения в зоне от скважины до ГВК из-за изменения пластового давления и других геолого-промысловых пара­метров. При наличии нескольких пропластков с различными фильтрационными свойствами эти расчеты производят­ся по наиболее опасному с точки зрения быстрого прорыва контурной воды плас­ту.

III. Когда устойчивость породы к разрушению является основным фактором, кри­терий технологического режима эксплуатации скважин устанавливается в виде пос­тоянного градиента и его изменение в течение всего периода разработки не допус­кается. Если скважина вскрывает коллектор с весьма 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.

В большинстве случаев в рыхлых коллекторах практически при любой величине градиента происходит разрушение пласта. Однако, при сравнительно продолжительной работе скважины на данном градиенте после выноса породы из зоны определенного радиуса распространения градиента разрушение пласта должно существенно замедляться в резуль­тате перемещения выбранного градиента от стенки скважины в глубь пласта и отсортировки выносимых частиц породы.

Изменение технологического режима эксплуатации скважин, установленного исходя из условия разрушения пласта при превышении допустимой величины градиента, может происходить при применении меха­нических или гравийных фильтров, проведении ремонтно-профилактических работ скважинного или устьевого оборудования и др.

IV. Когда основным фактором является условие вскрытия пласта и несовершенство скважины по степени и характеру, следует исходить из двух основных условий, которые связаны с необходимостью вскрытия скважины заданной про­мывочной жидкостью и дострел перфорированной части фильтра и уплотнения перфорации до ее оптимальной величины.

V. Когда основным фактором является 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 определенную величину в любом сечении ствола скважины. Превышение допустимой величины ско­рости потока в этом случае оценивается как снятие ограничивающего фактора процесса коррозии скважинного оборудования. Если в про­цессе эксплуатации скважины производится за­качка антикоррозионного ингибитора, то изменение технологического режима эксплуа­тации также становится необходимостью. Технологический режим эксплуатации сква­жины при постоянной скорости движения потока существенно влияющей на интенсивность коррозиии подлежит изменению и в тех случаях, когда необходимо поддержать определенное устье­вое давление и когда увеличение количества влаги в газе приводит к более интен­сивной коррозии оборудования. Как правило, в процессе разработки по мере снижения парциального давления коррозионно-активного компонента интенсивность коррозии снижается.

VI. Когда изменение технологического режима эксплуатации скважин обусловлено измене­нием параметров пласта в призабойной зоне в результате очищения или загрязнения его в процессе разработки. Происходящее изменение параметров призабойной зоны определяется периодическими исследованиями, проводимыми на скважинах. Часто на практике изменение установленного технологического режима происходит в скважинах, выносящих значительное количество жидких компонентов и твердых примесей при заданной конструкции скважины.

VII. Когда изменение технологического режима эксплуатации скважины связано с многопластовостью. Эти изменения обусловливаются 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 т.д.

Когда технологический режим устанавливается, исходя из возможности образования гидратов. В этом случае выбранный технологический режим, обеспечивающий безгидратный режим эксплуатации скважины, должен быть изменен, если производится ингибирование продукции скважины в призабойной зоне пласта и в стволе.

IX. Когда изменение технологического режима работы скважины обуслов­лено накоплением и выносом столба жидкости или песчаной пробки на забое сква­жин.

В этом случае, когда дальнейшие изменения в конструкции фонтанных труб невозможно или нецелесообразно и поступающая из пласта конденсационная, пластовая вода или тяжелые компоненты углеводородов, переходящие в жидкое состояние в призабойной зоне и в стволе скважин, полностью не выносятся, процесс накопления песчано-жидкостного и жидкостного столба приводит к изменению технологического режима. Удаление столба жидкости производят путем: закачки в ствол скважины ПАВ; повышения депрессии и соответственно дебита скважин; изменения глубины спуска и диаметра насосно-компрессорных труб; установления нового технологического режима.

X. Когда изменение технологического режима эксплуатации обусловлено необходи­мостью поддержания определенной величины устьевого давления или его изменения.

В этом случае величина устьевого давления, а в некоторых случаях – давления в промысловом газосборном коллекторе требует изменения технологического режима по некоторым скважинам.

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 от условия сбора и транспорта газа.

Время, которое необходимо для изменения режима в зависимости от стадии разработки, диктуется темпом освоения рассматриваемого месторождения, потребностью народного хозяйства по меньшей мере в данном районе, т.е. годовыми отборами, продолжительностью нарастающей, постоянной и падающей добычи, с условиями сбора и подготовки газа, с переводом от одной системы осушки к другой, и с начальными дан­ными газопровода, соблюдение которых ставится весьма жестко.