Разработка газовых и газоконденсатных месторождений (стр. 10 )

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 kв много больше горизонтальной проницаемости kг, 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, kв kг, 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 вскрытия-h = hвск/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 Рпл 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 ac, bc (коэффициенты фильтрационных сопротивлений совершенной скважины) и относительного дебита число отверстий n зависит от величины депрессии на пласт. Для получения заданного дебита при больших Δр2 требуется меньшее число отверстий. Величина Δр2 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 Δр2  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.