- •6. Обоснование технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин
- •6.1 Выбор технологического режима эксплуатации скважин и контроль за режимом
- •6.2 Обеспечение устойчивой работы скважин в условиях разрушения призабойной зоны путем применения фильтров
- •6.3 Технологический режим эксплуатации скважин в условиях образования песчано-жидкостных пробок
- •6.3.1 Определение дебита скважин при полном и частичном перекрытии пласта песчаной пробкой и столбом жидкости
- •6.3.2 Влияние депрессии на единицу длины пробки на степень загрязнения забоя скважин и условия образования или разрушения пробки
- •6.3.3 Обеспечение необходимой глубины спуска фонтанных труб перед проведением газогидродинамических и газоконденсатных исследований скважин
- •6.3.4 Влияние высоты и проницаемости песчаной пробки на дебит скважины
- •6.4 Температурный технологический режим работы вертикальных скважин
- •6.5 Технологический режим эксплуатации вертикальных газовых скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой
- •6.5.1 Определение безводного режима работы вертикальных скважин
- •6.5.2 Влияние параметра анизотропии пласта на безводный дебит скважины
- •6.5.3 Учет изменения положения контакта газ-вода в процессе разработки газовых месторождений при определении безводного дебита
- •6.6 Технологический режим эксплуатации газовых скважин при наличии в составе газа коррозионно-активных компонентов
- •Влияние углекислого газа на процесс коррозии
- •Влияние пластовой воды на коррозию
- •Влияние сероводорода на процесс коррозии
- •Влияние скорости потока на интенсивность коррозии
- •6.7 Обоснование и выбор технологического режима работы горизонтальных газовых скважин
- •6.7.1 Определение дебита горизонтальной газовой скважины, вскрывшей слабоустойчивый полосообразный фрагмент залежи
- •6.7.2 Определение технологического режима работы горизонтальных газовых скважин вскрывших однородные пласты с подошвенной водой
- •6.7.3 Определение температурного режима работы горизонтальных скважин
- •6.7.3.1 Определение температурного технологического режима работы горизонтальных газовых скважин при отсутствии зоны многолетнемерзлых пород в разрезе ствола скважины
- •6.7.3.2 Температурный технологический режим работы горизонтальной скважины с большим и со средним радиусом кривизны
- •6.7.3.3 Температурный технологический режим работы горизонтальной скважины с малым радиусом кривизны
- •6.7.3.5 Определение температурного режима работы горизонтальной скважины с малым радиусом кривизны при наличии мерзлоты на вертикальном участке ствола
- •6.8 Использование результатов исследования на стационарных режимах фильтрации для обоснования режима работы горизонтальных скважин
- •6.9 Изменение технологического режима эксплуатации скважин в процессе разработки
6.7 Обоснование и выбор технологического режима работы горизонтальных газовых скважин
Факторы, влияющие на производительность горизонтальных скважин, могут быть разделены на три группы: геологические, технические и технологические.
К геологическим относятся факторы, связанные с геологической характеристикой залежи: неоднородностью, типом залежи, параметром анизотропии, наличием тектонических нарушений, емкостными и фильтрационными параметрами пластов, устойчивостью коллекторов к разрушению, размером переходных зон, активностью подошвенной и контурных вод, наличием нефтяной оторочки и т.д.
К технологическим факторам относятся: допустимые величины забойного и устьевого давлений, вскрытие пласта (пропластков), профиль горизонтального ствола, радиус кривизны, обеспечивающий переход ствола от вертикального к горизонтальному положению, способ вскрытия пласта, форма зоны дренирования, принятая при схематизации задачи и т.д.
К техническим факторам относятся: длины и диаметры обсадных колонн и фонтанных труб, схема подключения скважины к установке по подготовке газа, качество используемых труб, арматуры и скважинного оборудования и т.д.
Наиболее существенно на производительность горизонтальных газовых скважин влияют: расстояние до контура питания и форма зоны дренирования; вскрытие пласта (пропластков при освоении неоднородно-многослойных залежей); полнота вскрытия одного или нескольких пропластков в плане; расположение горизонтального ствола относительно контуров питания и по толщине залежи; величина пластового давления с учетом расположения горизонтального ствола и гравитационных сил; изменение забойного давления по длине горизонтального ствола с учетом интенсивности роста дебита; устьевое давление; проницаемость и анизотропия вскрываемого пласта; диаметр и длина обсадных колонн и фонтанных труб; гидродинамическая связь между пропластками; продолжительность работы скважины после пуска.
Некоторые из перечисленных факторов с достаточной для практики точностью могут быть учтены приближенными методами.
При обосновании технологического режима работы необходимо исходить из фактического расположения горизонтального ствола по толщине и относительно контуров питания. При асимметричном по толщине однородного пласта расположении горизонтального ствола производительность скважины снижается до 30 %. Значительное снижение дебита происходит и при асимметричном расположении горизонтального ствола относительно контуров питания. Наихудшим вариантом является вариант расположения горизонтального ствола асимметрично одновременно по толщине и относительно контуров питания. Такое расположение может привести к снижению дебита горизонтальной скважины до 50 % от потенциальной возможности таких скважин.
Существует технологические возможности снижения потерь давления и на горизонтальном участке ствола, связанные с очередностью вскрытия высоко и низкопроницаемых пропластков и длиной и диаметром фонтанных труб. Следует отметить, что максимальные потери давления на горизонтальном участке имеют место при вскрытии высокопроницаемых пропластков в последнюю очередь. Влияние неполноты вскрытия было изучено численным методом путем создания геолого-математических моделей фрагментов месторождений с различными емкостными и фильтрационными свойствами. Результаты этих исследований приведены в безразмерных единицах в виде универсальных кривых, пригодных для использования при определении производительности горизонтальных скважин вскрывших пласты с различными геологическими характеристиками.
Все приближенные методы определения производительности горизонтальных скважин разработаны в предположении постоянства забойного давления вдоль горизонтального ствола. Такая постановка предопределяет одинаковую интенсивность притока газа к скважине по всей длине ствола.
Определение производительности горизонтальных газовых скважин возможно и с учетом изменения забойного давления по длине горизонтального ствола при наличии и отсутствии фонтанных труб на горизонтальном участке скважины. Учет изменения забойного давления предопределяет возможность существования оптимальной длины горизонтального ствола.