12.3 Технологический режим работы газовой скважины. Свободный и абсолютно свободный дебит.

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.

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 оказатся неправильным.

Для установления наиболее обоснованного технологического режима работы скважин необходимо учесть:

• географические и метеорологические условия района расположения месторождения, наличие слоя многолетней мерзлоты, форму, тип, размер и режим залежи; емкостные и фильтрационные параметры пластов, глубину и последовательность их залегания, наличие гидродинамической связи между пропластками; запасы газа, конденсата и нефти (при наличии нефтяной оторочки), наличие и активность подошвенной и красных вод;

• условия вскрытия пласта в процессе бурения, свойства промывочной жидкости, степень загрязнения призабойной зоны промывочной жидкостью; устойчивость пласта к разрушению, влияние изменения давления на параметры пласта, водогазонефтенасыщенность пластов, их давления и температуры; совершенство скважин но степени и характеру вскрытия пласта;

• состав газа, конденсата, нефти (при наличии оторочки) и воды, наличие в составе газа коррозионно-активных компонентов – H₂S, СО₂, ртути и др.; наличие отдельных пропластков и характер их изменения по толщине и по площади, наличие органических кислот в пластовой воде; влагосодержание газа, физико-химические свойства газа, конденсата, воды и нефти и их изменение по площади и по разрезу;

• конструкцию скважин, оборудование забоя и устья скважины; схему сбора, очистки и осушки газа на промысле и условия очистки, осушки и транспортировки газа; характеристики применяемого скважинного ипромыслового оборудования;

• условия потребления газа по темпу отбора, неравномерность потребления, теплотворную способность газа.

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.

Одним из простейших (с точки зрения установления и поддержания в процессе разработки залежи) технологических режимов эксплуатации газовых скважин является режим максимально допустимой депрессии на пласт. Этот распространенный на практике режим математически записывается в виде:

, (12.13)

где: Р_к(t) — пластовое давление в районе рассматриваемой скважины в момент времени t;

Р_c(t) — забойное давление в той же скважине в момент времени t;

δ допустимая депрессия на пласт.

В результате исследования скважины при различных отборах устанавливается такая максимально допустимая депрессия на пласт, при которой еще не происходит разрушения коллектора и выноса в скважину частиц породы продуктивного пласт. Время (t) в (12.13) соответствует моменту проведения исследования скважины.

Согласно прогнозным расчете, при дальнейшей разработки месторождения и падении пластовых около скважин забойное давление в некоторой конкретной скважине изменяется во времени так, чтобы тождественно выполнялось равенство (12.13).

Режим максимально допустимой депрессии в условиях рыхлых коллекторов, строго говоря, не оптимален. В подобных случаях целесообразнее поддерживать на поверхности перфорационных каналов максимально допустимый градиент давления. Именно градиенту давления, а не депрессии на пласт пропорциональна разрушающая скелет породы сила.

Для совершенной по степени и характеру вскрытия скважины режим допустимого градиента давления с на стенке скважины характеризуется следующей формулой

, (12.14)

где:

А и B – коэффициенты фильтрационных сопротивлений в уравнении притока газа к скважине;

Rк – радиус удельной зоны дренирования скважины.

Для несовершенной по степени и характеру вскрытия скважины

где: Fс – суммарная площадь поверхности перфорационных отверстий;

 - коэффициент, учитывающий извилистость поровых каналов.

По результатам исследования скважины определяются максимальный дебит и соответственно такое минимальное забойное давление, при котором коллектор не разрушается.

При разработке месторождений природных газов происходит падение пластового давления. В газоконденсатных месторождениях падение давления приводит к выпадению в пласте конденсата.

В настоящее время считается, что большая часть выпавшего в пласте конденсата практически не может быть извлечена. В определенной мере это связано с окончанием разработки месторождения при некотором конечном допустимом пластовом давлении. При значительном содержании конденсата в газе потери конденсата можно сократить поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа или воды. При поддержании пластового давления для эксплуатационных скважин путем расчетов определяются и задаются значения забойных давлений из условия сокращения потерь конденсата в пласте.

При разработке газоконденсатных месторождений с активным водонапорным режимом также возможно поддержание требуемого забойного давления в скважинах для уменьшения потерь конденсата. Однако в большинстве подобных случаев отбор из месторождения будет с течением времени уменьшаться.

При значительном содержании конденсата в газе раннее падение добычи из месторождения иногда может быть оправданным. Следовательно, при разработке газоконденсатных месторождений допустимым технологическим режимом эксплуатации скважин можно считать режим заданного во времени забойного давления

, (12.15)

Эта зависимость изменения во времени забойного давления определяется технико-экономическими расчетами. Частным случаем такого режима является режим допустимого постоянного во времени забойного давления .

В ряде случаев технологические условия потребления газа, например местным потребителем, приводят к необходимости поддержания заданного во времени дебита скважин или заданного давления на устье скважин. Следовательно, условия потребления газа могут диктовать следующие технологические режимы эксплуатации скважин: режим заданного давления на устье скважины

, (12.16)

Технологический режим заданного давления на устье скважины поддерживают исходя из требования дальнего транспорта газа по магистральному газопроводу при отсутствии дожимной компрессорной станции или задержке ее строительства.

Свободный дебит – это дебит, который давала бы совершенная скважина при давлении на устье равном 0,1МПа. Свободный дебит характеризует скважину.

, (12.16)

где: a и b – коэффициенты фильтрационного сопротивления зависящие от параметров призабойной зоны пористой среды и конструкции забоя скважины;

 - параметр

(12.17)

S – безразмерный параметр;

z_ср – средний коэффициент сжимаемости газа;

T_ср – средняя температура газа по стволу скважины;

λ – коэффициент сопротивления;

D_эф – эффективный диаметр труб, по которым движется газ.

Абсолютно-свободный дебит. Абсолютно-свободный дебит – это дебит, который бы давала бы совершенная скважина при давлении на забое равном 0,1МПа. Абсолютно-свободный дебит характеризует продуктивные возможности пласта

, (12.18)