Лекция 23

Технологический режим работы скважины в условиях обводнения подошвенной и краевой водой. Основные мероприятия по предупреждению и ликвидации обводнения газовых скважин. Классификация методов восстановления производительности обводняющихся скважин

Как известно, большинство месторождений природных углеводородов (газа и газового конденсата) на определенном этапе разработки начинают эксплуатироваться при упруго-водонапорном режиме, т.е. наступает поздняя стадия разработки с естественным закономерным обводнение скважинной продукции.

За все время эксплуатации газовой скважины в её работе выделятся четыре важных периода. Первый период – безводный, это при эксплуатации газовой скважины в её продукции отсутствует какая-либо вода. Второй период её эксплуатации связан с накоплением вторгающейся воды в стволе добывающей скважины, без её выноса на дневную поверхность. Первая фаза этого периода характеризуется образованием пленки воды на стенках скважины, а вторая фаза выносом на дневную поверхность потоком газа диспергированных капелек воды. Для третьего периода свойственно, что количество привнесенной в скважину воды, соответствует количеству воды вынесенной на дневную поверхность и одновременно с этим на забое скважины присутствует некоторый объём накопившейся воды. Четвертый период работы скважины наступает, когда процесс притока воды в скважину увеличивается значительно и всё большее её количество накапливается в стволе скважины. Такие обстоятельства приводят к работе в режиме нулевой подачи газожидкостной смеси. В конечном итоге скважина захлебывается и прекращает свою работу, т.е. происходит так называемое ''самоглушение'' скважины.

Основным фактором, влияющим на технологический режим работы газовых скважин в указанных условиях, является наличие подошвенной воды, как в залежах массивного типа, так и в приконтурных частях месторождений пластового типа воды.

Следует отметить, что для залежей пластового типа вероятность обводнения скважин находящихся в приконтурной части залежи выше, чем этих их же скважин, но расположенных в залежах массивного типа, что обусловлено анизотропией пласта (см. рисунок 1).

Рисунок 1. Схема расположения вертикальных скважин в зонах, когда пластовая воды является подошвенной:

а) – залежь пластового типа; б - залежь массивного типа.

1 -

2 –

Следует заметить, что обоснование и выбор технологического режима работы добывающей скважины в условиях обводнения, возможно, проводить по двум направлениям:

- приближённая оценка текущего безводного дебита газовой скважины вскрывшей изотропный или анизотропные пласты с подошвенной водой;

- численное определение безводного или будет сказано правильно, дебита скважины с учётом продвижения пластовых вод, на основании геолого-математической модели скважины, вскрывшей однородные и неоднородно-многослойные пласты с подошвенной водой.

Для обоснования технологического режима рассмотрим решение этой задачи приближенными методами

Для определения безводного дебита газовой скважины используется выражение следующего вида (см. Лапук Б.Б. и др. Комплексное решение проблемы разработки группы газовых и газоконденсатных месторождений.- М., Недра, 1970):

где Q_пб – безводный предельный дебит вертикальной скважины;

к – горизонтальная проницаемость в пластовых условиях;

ρ_в – плотность воды в пластовых условиях;

Р_пл – пластовое давление;

µ - вязкость газа при пластовой температуре и пластовом давлении;

- безразмерный предельный дебит, определяемый по графической зависимости (рисунок 2) и зависящий от и .

Здесь R₀ – условий радиус, в пределах которого возможно образование конуса воды, в расчётах его можно принять равным .

Рисунок 2. Зависимость безводного безразмерного предельного дебита от относительного вскрытия пласта .

1 – ρ = 2; 2 – ρ = 4; 3 – ρ = 10; 4 – ρ = 30; 5 – ρ = 100

Основными недостатками этого метода оценки безводного предельного дебита являются неучёт температурной поправки, коэффициента сверхсжимаемости газа z, нелинейности закона фильтрации для газа и пр.

Второй метод оценки безводного дебита скважины по величине допустимой депрессии был получен И.А. Чарным для условия . Пересчитанные Алиевым З.С. и Бондаренко В.В. выражения для газовой вертикальной скважины имеют следующий вид

а с учётом нелинейной фильтрации газа в пористой среде безводный дебит вертикальной газовой скважины можно представить в виде

где А и В – коэффициенты фильтрационного сопротивления, учитывающие влияние вскрытия пласта вертикальной газовой скважины, которые представлены следующими выражениями

где С₁ и С₂ – коэффициенты несовершенства скважины по степени вскрытия вычисляемые по формулам следующего вида

где - газонасыщенная толщина продуктивного пласта, зависящая от положения ГВК.

Параметр учитывает степень вскрытия продуктивного пласта и определяется по графической зависимости вида приведенной на рисунке 3.

Рисунок 3. Зависимость параметра Ψ от относительного вскрытия продуктивного пласта :

1 - = 50; 2 - = 100; 3 - - 250; 4 - = 1000.

Следует отметить, что этому же методу определения безводного предельного дебита вертикальной газовой скважины присуще те же недостатки, что и первому методу.

3.Рассмотрим следующий метод определения безводного предельного дебита вертикальной газовой скважины в условиях стационарности процесса, отсутствия двухфазной переходной зоны, замене трехмерной фильтрации на двухмерную фильтрацию, без учёта сопротивления между ГВК и дном скважины. Но в этой методике учтена нелинейность фильтрации газа и влияние несовершенства по степени вскрытия на линейный и квадратичный члены уравнения.

Безводного предельный дебит вертикальной газовой скважины в этом случае определяется из выражения следующего вида

где

и .

Здесь безводный безразмерный дебит вертикальной газовой скважины, вычисляемый по формуле следующего вида

где - относительное вскрытие пласта;

- относительный радиус контура питания;

- параметр;

- допустимая депрессия на пласт при наличии подошвенной воды;

где - плотность пластовой воды и природного газа в рабочих условиях;

g – ускорение силы тяжести;

η – высота столба жидкости, обеспечивающая давление равное 0,1 МПа.

При высоких значениях давления допустимая депрессия на пласт при наличии подошвенной воды может быть представлена выражением следующего вида

,

где и .

- коэффициенты фильтрационного сопротивления, определяемые по результатам исследования газовой скважины, вскрывшей пласт толщиной на величину .

Следует заметить, что при небольших значениях пластовых давлений плотностью газа можно пренебречь.

4. Для определения предельно безводных дебитов газовых скважин, вскрывших анизотропные пласты можно рассчитать по выражению следующего вида

,

где

где - параметр анизотропии пласта.

Остальные обозначения приведены ранее.

На рисунке 4 приведены зависимости безводного предельного дебита для различных значений параметра анизотропии.

Рисунок 4. Зависимость безводного предельного дебита вертикальной газовой скважины от относительного вскрытия пласта при параметрах анизотропии:

1 - по формуле для изотропного пласта при ;

2, 3, 4, 5 - для анизотропного пласта соответственно равно 1,0; 0,5; 0,1 и 0,01.

Как видно из рисунка 4, для любой скважины независимо от параметров вскрываемого продуктивного пласта, есть такая величина вскрытия пласта, при которой можно достичь максимального значения безводного предельного дебита вертикальной газовой скважины .

Вторым методом получения безводного максимального предельного дебита вертикальной газовой скважины является создание искусственного непроницаемого экрана между ГВК и нижней границей интервала перфорации (см. рисунок 5).

Рисунок 5.Схема скважины с непроницаемой перегородкой между интервалом перфорации и контактом газ – вода

Основным параметром при создании искусственного непроницаемого экрана является его радиус , при этом его значении безводный предельный дебит вертикальной газовой скважин за пределами экрана определяется из выражения следующего вида

где - радиус искусственно созданной непроницаемой перегородки (экрана);

- безводный безразмерный дебит вертикальной газовой скважины с радиусом экрана равным

и .

Тогда приток газа к стволу вертикальной скважины в

пределах перегородки радиусом будет описывается уравнением вида

Решая совместно это уравнение и уравнение для безводного предельного дебита вертикальной газовой скважин за пределами экрана Q_п.б. получим следующие расчётные формулы для вычисления безводного предельного дебита газовой скважины

и

где

Оценка безводного предельного дебита вертикальной газовой скважины с искусственным экраном по изложенной выше методике показывает, что в интервале этот дебит интенсивно возрастает порядка в 6 раз, и затем дальнейшее увеличение радиуса экрана не вызывает интенсивное увеличения его .

Объём экранирующей жидкости вычисляется из выражения следующего вида

где - толщина искусственного экрана;

- газонасыщенность интервала установки экрана;

- пористость горных пород в интервале обработки.

Приёмистость пласта по изолирующей жидкости при создании экрана вычисляется из выражения следующего вида

где - вязкость экранирующей жидкости;

- параметр, характеризующий зависимость проницаемости от давления.

Рассмотрим вопросы определения безводного предельного дебита горизонтальной газовой скважины, вскрывшей продуктивные пласты с подошвенной водой, который в большей степени зависит от длины горизонтальной части ствола, и в меньшей мере зависит от значения величины допустимой депрессии на продуктивный пласт. Поэтому, безводный предельный дебит горизонтальной газовой скважины, вскрывшей продуктивный пласт с подошвенной водой при незначительных величинах депрессии, может достигать больших значений.

В случае если такая скважина не оборудована в горизонтальной части пласта НКТ, то, как уже известно, минимальное значение забойного давления будет в начале горизонтальной части ствола и допустимая депрессии определяется в этой же части скважины.

В случае если такая скважина оборудована в горизонтальной части пласта НКТ, то, как уже известно, значение допустимой депрессии следует определять исходя из величины забойного давления у башмака НКТ.

Рассмотрим методику расчёта безводного дебита для горизонтальной скважины, вскрывшей полностью полосо-образный продуктивный пласт с подошвенной водой. Причём потери давления в горизонтальной части ствола скважины незначительны и ими мы пренебрегаем. На рисунке 6 приведена схема расположения горизонтальной части ствола скважины в продуктивном пласте.

Рисунок 6. Принципиальная схема расположения горизонтальной части пласта и образования и конуса подошвенной воды.

Величина безводного предельного дебита горизонтальной скважины конструкция, которой приведена на рисунке 6, располагающейся на произвольном расстоянии от кровли анизотропного пласта рассчитывается по выражению следующего вида

Значение здесь вычисляется из выражения следующего вида

где - допустимое забойное давление у начала участка горизонтальной части ствола газовой скважины в присутствии подошвенной воды, в случае, когда скважина не обсажена НКТ или когда скважина оснащена НКТ - у башмака.

Величина в этом случае определяется как

где - плотность пластовой воды;

- плотность природного газа в пластовых условиях;

- ускорение свободного падения;

- толщина продуктивной толщи пласта от ГВК до горизонтальной части ствола газовой скважины.

При расположении горизонтального ствола газовой скважины на произвольном расстоянии от кровли продуктивного пласта (см. рисунок 7) коэффициенты и определяются по следующим формулам

Рисунок 7. Схема вскрытия газоносного пласта с подошвенной водой горизонтальной скважины и образование конуса подошвенной воды при отсутствии в стволе НКТ

При расположении горизонтального ствола газовой скважины у кровли продуктивного (см. рисунок 8) пласт коэффициенты и определяются по формулам следующего вида

и

Рисунок 8. Схема вскрытия газоносного пласта с подошвенной водой горизонтальной скважины и образование конуса подошвенной воды при частичном оборудовании ствола НКТ

,

здесь

;