2003_МИРЗАДЖАНЗАДЕ А.Хи др.-Основы технологии добычи г / 6

усиливающих интенсивность коррозии скважинного и промыслового оборудования, что должно быть учтено при проектировании разработки залежи.

Влияние скорости потока на интенсивность коррозии. Экспериментальные исследования и промысловые наблюдения показывают, что при известной концентрации коррозионно-активного компонента (углекислоты, сероводорода, ртути и др.) одним из основных факторов, влияющих на интенсивность коррозии, является скорость потока газа. В отличие от таких факторов, как концентрация коррозионно-активного компонента, количество влаги в продукции скважины, содержание органических кислот в воде, давление, температура и других, скорость потока является регулируемым фактором. По составу пластового газа и воды, продуктивной характеристики газоносных коллекторов нетрудно выбрать такую конструкцию эксплуатационных скважин, которая обеспечит необходимую скорость потока — газа, ограничивающую интенсивность коррозии. Величина скорости потока, обеспечивающей оптимальный технологи- ческий режим эксплуатации газовых скважин при наличии коррозионноактивных компонентов в ее продукции, не установлено. Поэтому отсутствуют определенные критерии, связывающие скорость потока с интенсивностью коррозии.

Доказано только то, что с увеличением скорости потока интенсивность коррозии растет.

Например, для скважин месторождений Краснодарского края значение критической скорости потока принято равным 11,0 м/с. Эта величина не исключает коррозию в целом, но при скорости потока, меньше или равной этой, интенсивность коррозии значительно ниже, чем при скоростях, превышающих 11,0 м/с. Критическую величину скорости, найденную для некоторых месторождений Краснодарского края, нельзя распространять на другие месторождения, так как даже при одинаковой концентрации коррозионно-активного компонента существует достаточно много других факторов, которые в определенной степени влияют на величину критической скорости потока. В каждом конкретном случае необходимо устанавливать для рассматриваемого месторождения свою критическую скорость потока, учитывая конструкцию и производительность скважин. Изменение скорости потока в стволе скважины зависит от ее конструкции, давления и температуры. В качестве критерия необходимо использовать скорость потока у устья, величина которой не должна превышать критиче- скую. Если в скважину опущена комбинированная колонна, то по известному дебиту скважины, длине и диаметру фонтанных труб, а также давлению и температуре газа на устье определяется давление на переходном сечении. Затем, зная диаметр нижней части комбинированной колонны, определяют скорость. При этом pó, Òó è zó заменяют на соответствующие величины для данной глубины. В целом, в зависимости от выбранной конструкции фонтанной колонны, давления, температуры на устье и переходном сечении, а также от дебита скважины возможны следующие варианты: критическая скорость достигает своего значения на сечении перехода от одного диаметра к другому или у устья скважины; скорость не достигает своего критического значения по стволу.

Из изложенного следует, что основная цель при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений с коррозионно-активным компонентом в составе газа сводится к установлению технологического режима эксплуатации и выбору соответствующей конструкции фонтанной колонны, при которых скорость потока всегда меньше критической по всей длине ствола скважины. При этом предполагается, что при разработке данного месторождения отсутствуют другие, более приемлемые варианты разработки залежи. При-

565

мером описанного случая является наличие паров ртути в составе пластового газа и отсутствие в настоящее время апробированных ингибиторов в борьбе с ртутной коррозией.

При заданной скорости потока интенсивность коррозии зависит от режима газожидкостного потока и условий, вызывающих конденсацию паров воды конденсата. Если фонтанные трубы гладкие и структура потока не меняется в местах стыковки труб, то интенсивность коррозии увеличивается по мере увеличе- ния скорости потока. При этом по мере снижения давления и температуры потока от забоя к устью скважины увеличивается и конденсация паров воды. Для заданной концентрации коррозионно-активного компонента с увеличением количества конденсационной воды, при одинаковых скоростях потока, интенсивность коррозии уменьшается. На интенсивность коррозии существенно влияет абразивный процесс, вызываемый твердыми частицами, выносимыми потоком газа. В значительной степени интенсивность коррозии зависит от напряженного состояния фонтанных труб и характеристики металла, из которого они изготовлены.

В настоящее время аналитическая зависимость между интенсивностью коррозии и факторами, вызывающими коррозию (концентрация агрессивного компонента в газе, количество влаги, температуры и давления, характеристика применяемых металлов и степень их напряжения, скорость потока), не установлена. Поэтому такая зависимость на каждом месторождении должна быть установлена экспериментально. В зависимости от полученных результатов разрабатываются мероприятия по снижению интенсивности коррозии: применение антикоррозионных ингибиторов; выбор соответствующей марки металла с кор- розионно-стойкой характеристикой; снижение скорости потока и напряжения промыслового и скважинного оборудования и др.

Целесообразность проведения различных мероприятий по увеличению производительности газовых скважин при наличии в составе газа коррозионноактивных компонентов обосновывается технико-экономическими расчетами.

6.8. УСТАНОВЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ПРИ НАЛИЧИИ В ГАЗЕ КОРРОЗИОННО-АКТИВНЫХ КОМПОНЕНТОВ

При определении основных показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений с коррозионно-активным компонентом в составе газа необходимо установить критическую скорость потока. Сложность механизма коррозии, связанного с физическими, химическими и термогидродинамическими процессами, не позволяет установить приемлемую для практических расче- тов аналитическую связь между интенсивностью коррозии и составом движущегося потока, изменением давления, температуры, скоростью, заданной конструкцией и характеристикой металлов, используемых при обустройстве промысла. Это предопределяет необходимость экспериментального определения в промысловых условиях значения критической скорости потока.

При установленной по результатам опытов величине критической скорости, дебит скважины определяют по формуле:

566

ãäå vêð — критическая скорость потока, превышение которой приводит к резкому увеличению интенсивности коррозии, м/с; d — внутренний диаметр фонтанных труб, 10–2 ì; pó — устьевое давление, МПа; Òó — устьевая температура, К; zó — коэффициент сжимаемости газа при pó è Òó.

Для заданной скорости vêð и конструкции скважины изменение дебита газа во времени связано с изменением pó, Òó è zó в процессе разработки. Таким образом, для поддержания технологического режима эксплуатации скважин при постоянной скорости необходимо определить характер изменения pó во времени. Для этого используют основные уравнения, по которым определяют показатели разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

Уравнение материального баланса, используемое для определения текущего пластового давления имеет следующий вид:

ãäå αã — коэффициент газонасыщенности порового пространства; Ωí – начальный газонасыщенный объем залежи; pCë … — среднее начальное пластовое дав-

ление; pàò — атмосферное давление; Qäîá(t) — количество добытого газа за время t; z(pïë í, Òïë), z ( pïë (t), Òïë) — коэффициенты сверхсжимаемости при pCë … è

pïë (t) соответственно.

При газовом режиме величина Qâ(t) = 0 и поэтому уравнение (6.137) принимает вид:

Найденные в зависимости от режима залежи значения среднего текущего пластового давления для упруговодонапорного режима из уравнения (6.137) или для газового режима из уравнения (6.138) приравниваются к контурному давлению скважин и используются при расчете притока газа к ним, т.е.

Значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений определяются по результатам испытания при стационарных режимах фильтрации.

Для заданной конструкции скважины и дебита, вычисляемого по известным vêð è pó, забойное давление определяется по формуле

λ — коэффициент гидравлического сопротивления; zñð — коэффициент сверхсжимаемости при pñð è Òñð; Òñð — средняя температура газа в стволе скважины; ρ — относительная плотность газа; L — длина фонтанных труб.

567

Обозначая

и совместно решая уравнения (6.136), (6.139) и (6.140) с учетом (6.141), полу- чим формулу для определения устьевого давления pó(t) при заданной скорости потока vêð, параметров пласта à, b и скважины θ в виде:

Из формулы (6.143) видно, что при заданных постоянных значениях à, b, θ, vêð изменение pó связано в основном со снижением пластового давления в процессе разработки. Найденное таким образом значение pó(t) используется для определения Qêð(t) по формуле (6.136).

Порядок расчета технологического режима эксплуатации при заданной постоянной скорости, обусловленной наличием в составе газа коррозионноактивного компонента, следующий:

по возможному или заданному отбору газа из месторождения и режиму залежи, используя уравнение материального баланса, определяют pïë(t);

найденное значение текущего среднего пластового давления используют в уравнении притока газа к скважине (6.139);

применяя уравнение движения газа по вертикальным трубам (6.140), зна- чение забойного давления в уравнении (6.139) заменяют устьевым давлением. Кроме того, значение pç из формулы (6.136) также заменяется устьевым давлением и критической скоростью потока. Полученное при этом уравнение решают относительно pó(t);

по формуле (6.143), используя обозначения, выраженные формулами (6.141) и (6.142) при известных vêð, à, b, α и θ, определяют изменение устьевого давления во времени;

по известному pó(t), диаметру фонтанные труб, устьевой температуре, zó è vêð устанавливают режим эксплуатации скважины и ее производительность;

при наличии ступенчатой колонны фонтанных труб приведенный выше порядок расчета производят для сечения с критической скоростью на соответствующей глубине.

В соответствии с изложенной методикой при газовом режиме залежи и ис-

ходных данных: vêð = 10 ì/ñ; d = 63 10–3 ì; Òó = 300 Ê; L = 1500 ì: ρ = 0,6; λ = = 0,016; à = 0,06 (ÌÏà)2/(ò ì3/ñóò) è b = 0,0002 (ÌÏà)2/(ò ì3/ñóò)2 рассчитали

характер изменения основных показателей разработки месторождения. Приведенные в табл. 6.5 результаты расчетов показывают, что режим по-

стоянной скорости потока на устье приводит к интенсивному снижению дебита скважины.

Выбор более эффективного технологического режима эксплуатации связан с необходимостью применения труб с коррозионно-стойким покрытием, бурением скважин большого диаметра с целью замены в процессе разработки фонтанных труб меньшего диаметра на трубы с большим диаметром, а также использованием ингибиторов коррозии.

В условиях образования песчаной пробки, столба жидкости или гидратообразования технологический режим, обусловленный определенной величиной скорости потока на устье, может оказаться практически непригодным. Поэтому, если необходимо выбрать режим постоянной скорости потока, следует прове-

568

Ò à á ë è ö à 6.5

Результаты расчетов основных показателей при заданной скорости потока

рять возможность образования гидратов и пробок в стволе скважины. В условиях гидратообразования устьевые давление и температура, получаемые при режиме постоянной скорости на устье, должны быть не меньше, чем равновесные давление и температура гидратообразования.

6.9. ВЛИЯНИЕ АТОМАРНОЙ РТУТИ НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Атомарная ртуть в составе природного газа встречается нечасто. В мире известно несколько газовых месторождений, открытых в отложениях ротлигендеса (свиты медистых песчаников), в газах которых имеется атомарная ртуть. Наличие атомарной ртути в незначительном количестве обнаружено в продукции скважин, вскрывших свиту медистых песчаников Шебелинского месторождения. Значительное количество ртути содержится в газе голландского месторождения Гронинген.

Согласно опубликованным данным, в составе газа этого месторождения содержится 180 10–9 ã/ì3 ртути. Пластовое давление pïë = 30 МПа, а температура Ò = 373 К. Парциальное давление ртути значительно ниже давления насыщения, и поэтому предполагается, что в пласте в жидком виде ртуть отсутствует. Получаемая вместе с газом ртуть отделяется от газа на установках низкотемпературной сепарации при pñ = 7,4 ÌÏà è Òñ = 261 К, после чего в газе остается около 40 10–9 ã/ì3 ртути. Такая концентрация значительно превышает максимально допустимую концентрацию ртути в газе, подаваемом потребителю. Для обеспечения требуемой кондиции газа после установок низкотемпературной сепарации установлены 80 угольных фильтров-сепараторов для дополнительного очищения газа от ртути. Эти фильтры-сепараторы позволяют снизить содержание ртути в газе до (1ч4) 10–9 ã/ì3, что значительно ниже предельно

допустимой концентрации, установленной органами здравоохранения в размере qðò ≤ 12 10–9 ã/ì3.

В газе одного из месторождений в отложениях свиты медистых песчаников содержится атомарная ртуть. Основными компонентами газа являются метан, этан, азот и гелий. Газ низкокалорийный и по величине теплотворной способности близок к городскому газу, получаемому из бурого угля. Начальное пластовое давление равнялось pïë = 43,0 МПа, а температура Ò = 399 К. Средняя

569

глубина залегания залежи L = 3400 м. Незначительное содержание углекислого газа исключает возможность углекислотной коррозии скважинного и промыслового оборудования.

Получаемая вместе с газом вода в основном относится к конденсационной. Физико-химические свойства пластовой воды изучены по пяти скважинам месторождения, а конденсационной воды — по всем эксплуатируемым скважинам. Пластовая вода высокоминерализованная. Общая минерализация пластовой воды равна 320–350 г/л, а плотность ρâ = 1,24 10–3 êã/ì3. В соответствии со степенью минерализации воды, полученной из отдельных скважин, эти скважины условно можно разделить на три группы: скважины с чисто конденсационной водой; скважины с незначительной минерализацией и скважины с существенной минерализацией добываемой воды. Анализ состава газа из отдельных скважин и воды, добываемой вместе с газом, имеет важное значение для выявления причин коррозии скважинного и промыслового оборудования. Если интенсивная коррозия происходит в скважинах, продукция которых практически не имеет углекислого газа, являющегося коррозионно-активным компонентом, то причиной коррозии оборудования является наличие ртути в газе и высокоминерализованная вода, способная также вызвать коррозию,

Количество ртути, получаемой из скважин, расположенных на разных частях залежи, колеблется в широких диапазонах. Количество ртути, добываемое вместе с газом, составляет 86ч110 мг/м3.

Исследованиями установлено, что в пластовой воде содержится атомарная ртуть 230 мг/м3 и ионная ртуть 530 мг/м3.

Установлено, что содержание ртути в пластовых газах перед началом разработки месторождения изменялось по площади. В частности, в пластовом газе из скважины 1 содержание ртути при pïë = 42,7 ÌÏà è Òïë = 404 К равно 33,8 10–6 êã/ì3; из скважины 2 при pïë = 42,6 ÌÏà è Òïë = 388 К составляет 12,9 10–6 êã/ì3 и из скважины 3 при pïë = 43,1 ÌÏà è Òïë = 401 К составляет 29,500 10–6 êã/ì3. Снижение давления и температуры влияет на содержание ртути в газе. Существенное снижение давления приводит к повышению содержания ртути в газе. При одновременном снижении температуры и давления происходит снижение содержания ртути в газе. Поэтому отделение ртути целесообразнее производить согласно схеме, принятой на месторождении Гронинген при Ò = 261 К с использованием угольных фильтров-сепараторов. Для получе- ния температуры Ò = 261 К необходим ввод холодильных машин.

Коррозия скважинного и промыслового оборудования была обнаружена при смене задвижки фонтанной арматуры из-за ее негерметичности. Ко времени контроля скважина работала 430 дней с дебитом 600–650 тыс. м3/сут. Диаметр фонтанных труб составлял 6,2 см. При проверке оказалось, что внутренняя поверхность задвижки очагами, а плашки задвижки и уплотнительные кольца сплошь разъедены коррозией на глубину (3ч6) см. Поэтому фонтанные трубы были подняты для контроля за их состоянием. Проверка состояния фонтанных труб показала, что фонтанные трубы подвержены коррозии от устья до глубины 1725 м. Причем у устья скважины от всей толщины трубы сплошным образом разъедена коррозией половина, т.е. из 0,0055 м толщины разъедено 0,0027 м. При глубине спуска фонтанных труб 3415 м напряжения, возникающие у устья скважин, оказались близкими к предельно допустимым для данной толщины. Поэтому при наличии ртутной коррозии необходимо проводить профилактические и контрольно-исследовательские работы за состоянием скважин. При этом следует учитывать:

продолжительность работы скважины;

570

производительность скважины и ее конструкцию; давление, температуру и скорость газа у устья скважины и на местах пере-

хода труб малого диаметра к трубам большого диаметра; техническую характеристику металлов, из которых изготовлены фонтан-

ные трубы и арматура; характер стыковки труб и соединений: крестовин, катушек и тройников

арматуры; химическую характеристику и количество добываемой вместе с газом

воды; состав добываемого газа, обращая особое внимание при этом на количество

ÑÎ2 в газе; количество добываемой ртути;

количество поступающей вместе с газом механической примеси.

С учетом всех перечисленных факторов, влияющих на интенсивность коррозии и режим эксплуатации скважин, следует разработать первоочередные рекомендации по снижению опасностей, связанных с коррозией, и повышению надежности газоснабжения. К ним относятся:

запрещение эксплуатации скважин по затрубному пространству и оборудование скважин пакером;

установление очередности контроля за состоянием фонтанных труб и арматуры, шлейфов и сепараторов в зависимости от ожидаемой степени коррозии скважин;

выявление основного фактора, вызывающего интенсивную коррозию; проведение исследовательских работ по снижению интенсивности корро-

зии, включая частичное изменение конструкции фонтанных труб и поиски дешевых ингибиторов коррозии;

разработка методов оперативного контроля за состоянием скважинного и промыслового оборудования.

Процесс ртутной коррозии существенно зависит от технологического режима эксплуатации скважины, и в общем случае его следует рассматривать как коррозионно-эрозионный процесс. Анализ данных, полученных при контроле за состоянием фонтанных труб и арматуры скважин, показал, что основными причинами коррозии оборудования являются повышенная скорость потока и режимы течения газа. В местах изменения направления потока и изменения проходного сечения интенсивность ртутной коррозии значительно больше, что связано с изменением режима течения газа. Интенсивное разъедание поверхности фонтанных труб у устья при больших скоростях и весьма слабая коррозия в местах, где скорость потока меньше 10 м/с, показывает, что основной причиной коррозии является скорость потока. Причем на уча- стках интенсивной коррозии и на участках, где коррозия отсутствует, термобарические условия не сильно различаются. Характер изменения интенсивности коррозии от скорости потока показан на рис. 6.29. Из рис. 6.29 видно, что очень сильная коррозия (более 2 мм в год) и сильная коррозия (1ч2 мм в год) наблюдается в скважинах, где скорости потока колеблются в диапазоне 17– 21 м/с. После смены фонтанных труб диаметром d = 62 10–3 м на трубы диаметром d = 88 10–3 м и снижения дебита скважины с 670 до 300 т м3/сут скорость потока у устья равнялась 6,2 м/с. Поэтому после работы скважины в те- чение 413 дней интенсивность коррозии была слабой (интенсивность коррозии меньше 0,3 мм в год). Исследования показали, что содержание ртути в газе влияет на интенсивность коррозии меньше, чем превышение критической скорости потока.

571

Рис. 6.29. Зависимость интенсивности коррозии фонтанных труб от скорости потока газа по стволу скважины

Таким образом, скорость потока в трубах является одним из основных факторов, по которому необходимо установить технологический режим эксплуатации скважин. Поэтому с учетом дебита каждой скважины, продолжительности ее работы, количества ртути в ее продукции, марки стали, из которой изготовлены фонтанные трубы и арматура, количества жидкой и механической примесей в добываемом газе и скорости потока устанавливались сроки и периодичность смены фонтанных труб на новые с большим диаметром. Исследования по изучению интенсивности коррозии оборудования скважины в статиче- ских и динамических условиях показали, что при статических условиях, т.е. когда образец металла находится в неподвижной газовой среде, содержащей атомарную ртуть, интенсивность коррозии очень низкая. Этот результат важен при эксплуатации скважин, затрубные пространства которых по различным причинам не удалось запакеровать. Предлагаемые временные мероприятия по снижению опасности, вызванной коррозией, обусловлены отсутствием проверенных ингибиторов ртутной коррозии.

Работы по контролю за состоянием фонтанных труб показали, что интенсивность коррозии приводит в непригодное состояние не всю колонну фонтанных труб, а только ее верхнюю часть. При общей длине фонтанных труб около 3500 м нижняя часть может быть использована повторно после докомплектации новыми трубами. В целом, борьба с коррозией путем периодической замены оборудования является нецелесообразной.

Снижение дебита, когда нет возможности увеличить диаметр фонтанных труб, как мероприятие для снижения интенсивности коррозии требует еще больше затрат, чем замена фонтанных труб. Поэтому при расчете экономиче- ских показателей вариантов борьбы с коррозией путем снижения дебита, разница в дебитах должна быть покрыта вводом новых скважин с начальным дебитом, обеспечивающим скорость потока не более 11 м/с. К этим расходам по бурению скважин следует добавить и стоимость обвязки дополнительных скважин.

Перечисленные выше мероприятия по борьбе с коррозией путем периоди- ческой замены фонтанных труб или снижения дебита скважин и бурения дополнительных скважин не исключают полностью процесс коррозии. Поэтому одновременно с этими мероприятиями должны быть проведены испытания различных ингибиторов ртутной коррозии.

572

6.10. ИЗМЕНЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ

Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с учетом определяющего фактора или сочетания факторов изменяется в процессе разработки месторождений. Изменения технологического режима обусловливаются либо изменением самого определяющего фактора, по которому устанавливался данный режим, либо возникновением и влиянием новых факторов, которые на данном этапе разработки из так называемых пассивных факторов переходят в активные. Технологический режим, устанавливаемый в начальной стадии разработки, должен обеспечить максимальный дебит скважин при заданной геолого-промысловой и технической характеристике пласта и скважины. Необходимость изменения установленного технологического режима обусловливается изменением характеристик пласта и скважин в процессе разработки, проведением определенных мероприятий, позволяющих увеличить производительность скважин, или ремонтно-профилактическими работами, нередко приводящими к снижению производительности. Необходимость изменения установленного технологического режима обосновывают, исходя из изменения факторов, по которым устанавливается технологический режим эксплуатации скважины в стадии эксплуатации месторождения.

В процессе эксплуатации месторождения необходимость изменения технологического режима возникает при следующих обстоятельствах:

1. При установлении технологического режима, когда определяющим фактором является подошвенная вода, допустимая предельная депрессия на пласт для заданной величины вскрытия пласта сама по себе является переменной величиной. С изменением плотностей воды и газа и уменьшением пластового давления величина допустимой депрессии линейно уменьшается. Следовательно, при наличии подошвенной воды, величина допустимой депрессии должна периодически снижаться в соответствии со снижением пластового давления. В ином случае установленная величина допустимой депрессии на пласт в начале разработки приводит к неизбежному подтягиванию конуса воды в скважину. Если на данном месторождении и конкретно в данной скважине технологиче- ский режим определяется на длительное время только по подошвенной воде, то необходимо учесть подъем поверхности контакта газ – вода. Это в свою очередь приведет к более интенсивному снижению производительности скважины. В нескольких, часто встречаемых случаях, необходимо изменять технологический режим, установленный по подошвенной воде. Это происходит, когда:

в скважине произведены ремонтно-изоляционные работы в виде установки цементных мостов, которые позволяют увеличить допустимую депрессию на пласт, следовательно, увеличить предельный безводный дебит скважины, или когда создана искусственная перегородка, позволяющая также существенно повысить производительность скважины или депрессию на пласт;

производительность скважины из-за плохих коллекторских свойств пласта весьма низкая и допускается превышение допустимой величины депрессии с одновременным притоком газа и воды с последующим удалением воды из скважины;

на фоне всех эксплуатируемых скважин и системы сбора газа по некото-

573

рым скважинам, технологические режимы которых установлены исходя из наличия подошвенной воды, требуется повысить или понизить давление на устье скважины;

в скважине по необходимости производятся работы по подъему и спуску насосно-компрессорных труб или смене полностью или частично арматуры и эти работы приводят к изменению параметров пласта и скважины, следовательно, и к изменению технологического режима работы.

Все изменения технологического режима эксплуатации, независимо от того, чем они вызваны (изменением пластового давления, подъемом поверхности газ — вода, изменением плотности воды и газа, установкой цементных мостов или созданием искусственного непроницаемого экрана, величиной устьевого давления, подъемом насосно-компрессорных труб или другими причинами), должны быть предусмотрены проектом разработки месторождения, обоснованы расчетным путем с учетом расстояния от нижнего интервала перфорации до контакта газ — вода, параметров пласта, возможным темпом подъема поверхности газ — вода и падения пластового давления, необходимой высоты цементного моста и непроницаемого экрана и других параметров, используемых при рас- чете предельного безводного дебита с привлечением фактического материала, и должны контролироваться в процессе эксплуатации.

2. При установлении технологического режима, когда близость контурных вод является определяющим фактором, критерием выбора режима может служить несколько параметров, среди которых наиболее существенным является суммарный отбор газа из месторождения до прорыва воды в скважину. В принципе продвижение контурных вод к скважине связано с двумя показателями: общим истощением месторождения независимо от расположения скважин и, в частности, рассматриваемой скважины, в результате которого происходит внедрение в газовую залежь контурной воды; и созданием значительной депрессионной воронки, влияющей на темп внедрения воды в зону дренирования. При сравнительно высоких темпах отбора газа из месторождения, что особенно возможно на месторождениях с малыми запасами, как правило, темп внедрения контурных вод несколько отстает от темпа отбора газа. Следовательно, для сравнительно однородного пласта (или нескольких пластов) в скважинах, расположенных в зонах, не представляющих опасности прорыва контурных вод, обеспечение максимального дебита (если другие факторы не ограничивают его величину) при установлении технологического режима является целесообразным. В то же время в скважинах, расположенных близко к контурной воде, ограничение депрессии с целью предотвращения преждевременного прорыва воды является необходимым условием. Величину депрессии в приконтурных скважинах в каждом конкретном месторождении и конкретной скважине выбирают расчетным путем, исходя из расстояния от устья скважины до контакта газ — вода, коллекторских свойств пласта и их изменения от скважины до контура пластового давления и других геолого-промысловых параметров. При наличии нескольких неоднородных пластов эти расчеты производят по наиболее опасному, с точки зрения быстрого прорыва контурной воды, пласту.

Возможные изменения технологического режима эксплуатации скважин, когда определяющим фактором является вероятность прорыва контурной воды, связаны с процессом продвижения контурной воды в процессе истощения, необходимостью ремонтно-профилактических работ на скважине, изменением устьевого давления, образованием гидратов при незначительных дебитах и т.д.

3.При определении технологического режима, когда устойчивость породы

êразрушению является основным фактором, критерий технологического режи-

574