Разработка газовых и газоконденсатных месторождений (стр. 9 )

Уравнение КВД. Для пласта конечных размеров используется формула

,        (3.17)

где Т - время эксплуатации скважины до остановки; α1 = lg(1,11β);

β1 = 2,51 κ / R2к ; Rк - радиус контура, на котором давление во время снятия КВД остается постоянным, приблизительно равным половине  среднего расстояния до соседних скважин.

Как видно из формулы (3.17) , коэффицциенты α1 и  β1 определяются графически при обработке КВД в координатах в зависимости от t (рис.3.9). Если пластовое давление неизвестно, то желательно пользоваться приближенными методами его определения.

Параметры пласта определяются из найденных коэффициентов α1 и  β1. По коэффициенту α1 можно найти β  и, следовательно, параметры  и k. По  β1 можно установить κ/R2к=β1/2,51. Если известен Rк, то можно найти параметр емкости пласта

.

3.3.3. Влияние различных факторов на форму КВД

Факторы, искажающие форму начальных участков КВД: Наличие притока газа в скважину после её закрытия на устье. При этом начальный участок отклоняется вниз от прямой (рис.3.11, а). КВД начинается из точки с координатами lgt=0 и рз2= рз.02. Значительное отличие параметров призабойной зоны от параметров пласта, в том числе ухудшение их в результате выпадения конденсата и улучшение после работ по интенсификации. Если проводимость призабойной зоны лучше проводимости пласта, начальный участок отклоняется вверх от прямой (рис.3.11, б).  В случае ухудшенных параметров призабойной зоны начальный участок отклоняется вниз и имеет вид, аналогичный КВД с влиянием притока (рис.3.11, а). Применение методов обработки с учетом притока в этом случае не выпрямляет начальный участок. Технологические причины, а именно:

запаздывание закрытия скважины на забое по сравнению с началом отсчета времени. Время запаздывания t0 получается как точка пересечения линии рз.02 и кривой экстраполированной линии начального участка, имеющего обычно точку перегиба. Коэффициент α в этом случае определяется при t=t0 (рис.3.11, в); снятие КВД в фонтанных трубах или эксплуатационной колонне, по которым скважина работала до остановки. При этом первые точки КВД могут быть значительно ниже, чем начальное забойное давление рз.02. Начальный участок характеризуется большой крутизной, в особенности при снятии КВД после продувки с дебитом, близким к свободному (рис.3.11, г).

Факторы, искажающие форму конечных участков КВД: Влияние границ пласта, т. е. соответствие принятых при обработке граничных условий характеру работы скважины в процессе исследования. Например, при  обработке КВД скважин, работающих в условиях ограниченного пласта, по формулам бесконечного, конечный участок искривляется (рис.3.11, д). Неизотермичность процесса восстановления давления в высокодебитных скважинах со значительной разницей между статической температурой на забое и устье. В таких случаях, при снятии КВД на устье не учет процесса стабилизации температуры может привести как к заметному искажению формы конечного участка (рис.3.11,е), так и к изменению его наклона и связанными с этим ошибками в определении параметров газа. Наличие в области дренирования скважины зон с резко выраженной неоднородностью, в том числе непроницаемых экранов, зон выклинивания, сбросов и так далее Вид КВД показан на рис 3.11, ж. Нарушение режима работы скважины перед её остановкой, связанные с технологией исследования, например со спуском глубинных приборов. При этом длина искривленного участка тем больше, чем больше время работы скважины на изменённом режиме Наличие нескольких пластов с разными фильтрационными параметрами. В этом случае время начала влияния границ определяется пьезопроводностью лучшего пласта, что отмечается на КВД дополнительным прямолинейным участком, аналогично неоднородности по площади.

4. УСТАНОВЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО

РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ

СКВАЖИН

Различаются два вида технологического режима: фактический и расчетный. Фактический технологический режим работы скважины устанавливается геологической службой промысла ежеквартально или один раз в полгода в соответствии с данными проекта разработки, опыта эксплуатации и результатами исследования скважин.

Расчетный технологический режим устанавливается при составлении проектов разработки газовых месторождений на много лет вперед.

4.1.  Тенденции в обосновании технологического режима

эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин [10]

В настоящее время существуют три тенденции в обосновании технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин:

1. Независимо от геологических особенностей месторождений режим работы скважины должен соответствовать 10-25% абсолютно свободного дебита скважины, т. е. дебиту, соответствующему забойному давлению 1 атм.

2. Независимо от геологических особенностей месторождения скважина должна эксплуатироваться при дебитах, обеспечивающих линейный закон фильтрации газа в призабойной зоне, с целью экономии энергии газа в процессе разработки ("энергосберегающий" дебит).

3. Режим эксплуатации каждой скважины должен обосновываться с учетом возможности деформации, разрушения призабойной зоны, образования несчано-жидкостной пробки на забое, конуса подошвенной воды (нефти при наличии оторочки), гидратов, коррозии оборудования, выпадения и частичного выноса конденсата из призабойной зоны, многослойности и неоднородности по устойчивости, емкостным и фильтрационным параметрам залежи, конструкции скважинного оборудования, обводнения, отложения солей, обвязки скважин и др.

Первый и второй подходы обоснования режима работы газовых скважин приняты в США. Большинство месторождений Сибири характеризуются неустойчивостью пластов к разрушению практически при любых депрессиях на пласт и относятся к неоднородному массивно-пластовому типу месторождений с подошвенной водой, расположенных в зоне с многолетнемерзлыми слоями. Поэтому без детального учета каждого из этих и других факторов использование "принципа" обоснования режима, принятого в США, для данных месторождений по - видимому нецелесообразно и наиболее приемлимым вариантом является третий принцип.

Среди различных факторов, влияющих на режим работы газовых скважин, наиболее трудными считаются научное обоснование и точный прогноз безводного дебита газовых скважин, вскрывших неоднородные терригенные и трещинно-пористые пласты с подошвенной водой, а также дебита скважин, вскрывших неустойчивые и слабоустойчивые пласты, с обоснованным количеством песка в продукции скважины.

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.