Разработка газовых и газоконденсатных месторождений

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 оказаться неправильным.

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 Принципы и математические критерии основных определяющих факторов при установлении технологического режима

4.3.1 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 со скважиной.

4.3.1.1 Влияние степени вскрытия на производительность газовых скважин

Однопластовая залежь. 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 1), приводит к увеличению потерь давления и понижению производительности скважин .

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 вскрытияh = 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.

4.3.1.2 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 отверстий n зависит от величины депрессии на пласт. Для получения заданного дебита при больших р² требуется меньшее число отверстий. Величина р² ограничивается пластовыми давлениями, устойчивостью пород к разрушению, наличием подошвенной воды и др. факторами. Поэтому число отверстий должно быть установлено с учетом перечисленных факторов. При прочих одинаковых условиях для заданного Q влияние р² 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).

4.3.2 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.

4.3.2.1 Влияние упругих свойств и депрессии на разрушение коллекторов [1]

Газоносные коллекторы 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:

не устойчивые - разрушающиеся при градиенте до 0,5 МПа/м;

слабоустойчивые -- при 0,5-10,0МПа/м;

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

устойчивые не разрушающиеся 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 неоднородны 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.

4.3.2.2 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 невозможен 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.

4.3.2.3 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, 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 так далее

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 . В условиях разработки можно обеспечить режим эксплуатации без образования песчаной пробки путём увеличения депрессии, но в случае неразрушающихся 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.

4.3.3.1 Закономерности изменения предельного безводного дебита

Общие соображения. Точное решение задачи установления технологического режима эксплуатации газовых скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой 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, ввиду 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 =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 при снижении р_пл и уменьшении h(t) Q_пр снижается. С уменьшением вертикальной проницаемости k_в или параметра анизотропии 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 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_пр . 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 газонасыщенной 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 течение 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.

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 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 Т_Р; р_у < p_p и Т_у > Т_р,

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.

4.5 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 газа 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 то же 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.