Особенности притока газа к забою газовой скважины
Газовая скважина является одним из важнейших элементов системы разработки и добычи природных углеводородов на месторождениях.
По своему назначению скважины подразделяются на разведочные, эксплуатационные (добывающие), нагнетательные, наблюдательные и пьезометрические, поглощающие.
Первый вид скважин предназначен для изучения особенностей геологического строения и размеров залежи, определения продуктивности и параметров пластов.
Добывающие и нагнетательные скважины применяются для управления процессами, протекающими в пласте при разработке и добыче нефти, газа и конденсата из месторождений природных углеводородов. Полученные сведения в процессе эксплуатации этих скважин позволяют получить информацию о параметрах пласта, запасах природных углеводородов, активности водонапорного бассейна.
Наблюдательные (пробуренные в области газо- и нефтеносности) и пьезометрические (пробуренные за внешнем контуром залежи скважины, в области водоносности) предназначены для контроля за процессами, протекающими в залежи.
Поглощающие скважин предназначены для закачки (утилизации) подтоварных вод.
В целом же, фонд скважин газодобывающего предприятия определяется технологической схемой разработки месторождения и может изменяться в процессе его разработки.
Одной из основных особенностей эксплуатации газовых скважин является нарушение линейного закона фильтрации , вследствие высоких скоростей движения газа в призабойной зоне пласта. Это явление, в случае нарушения закона Дарси для идеального газа на некоторый момент времени t описывается уравнением следующего вида:
, (2)
где Рк(t) – пластовое давление в районе данной скважины на тот же момент времени t;
Рс(t) – забойное давление в скважине на момент времени t; А и В - коэффициенты фильтрационных сопротивлений;
q(t) – дебит газовой скважины в момент времени t, приведенный к атмосферному давлению и стандартной температуре.
Пластовым давлением в районе скважины называется такое давление, которое установилось на забое скважины в результате её длительного простаивания (времени необходимого для выравнивания депрессионной воронки).
Второй особенностью притока газа в газовой скважине является искривление линий тока, обусловленное несовершенством скважины по характеру вскрытия и степени вскрытия и при этом возникают дополнительные фильтрационные сопротивления потоку флюида. На рисунке 1.7 приведена схема фильтрации флюидов к скважине с различными видами несовершенства.
Рисунок 1.7. Виды гидродинамического совершенства скважин:
а - совершенная скважина; б - несовершенная по степени вскрытия; в – несовершенная по характеру вскрытия;
г - с двойным видом несовершенства
Гидродинамически совершенной считается скважина с открытым забоем и вскрывшая пласт на всю его толщину (рис.1.7 а).
Если скважина имеет открытый забой, но не вскрыла пласт на всю его толщину, то её называют гидродинамически несовершенной по степени вскрытия (рис.1.7 б).
Если скважина вскрыла пласт на всю его толщину, но соединятся с пластом посредством перфорации, то её называют гидродинамически несовершенной по характеру вскрытия (рис.1.7 в).
Если скважина вскрыла пласт не на всю его толщину, но соединятся с пластом посредством перфорации, то её называют гидродинамически несовершенной по степени и по характеру вскрытия (рис.1.7 г).
Другой особенностью притока флюидов к скважине является двухфазная фильтрация газоконденсатной смеси.
Выпадение конденсата в призабойной и прилегающих зонах изменяет значения фильтрационных сопротивлений А и В в уравнении (2). Аналогичная картина наблюдается и при обводнении продукции скважины контурной или подошвенной водой.
Если же продуктивные пласты сложены рыхлыми, неустойчивыми коллекторами, то возникает необходимость ограничения дебита скважины с целью предотвращения разрушения призабойной зоны пласта, и как следствие – вынос частиц породы и образование песчаных пробок, эрозионного разрушения оборудования скважин и т.п.
В процессе разработки месторождений природных газов происходит падение пластового и забойного давлений, что вызывает деформацию пласта-коллектора. Это приводит к снижению коэффициентов пористости и проницаемости, вызывая при этом образование ''воронок проницаемости и пористости''. Деформационные изменения бывают упругими, упругопластическими и пластическими. В первом случае при восстановлении давления скелет пласта может достигать первоначальной структуры. Во втором случае – восстановление давления не приводит к полному восстановлению значений коэффициентов пористости и проницаемости. При пластических деформациях восстановление пластового давления они остаются на прежнем уровне.
На особенности притока газа к скважине значительно влияет высота подвески насосно-компрессорных труб (НКТ). Из опыта эксплуатации многих месторождений считается целесообразным башмак НКТ устанавливать на уровне нижних перфорационных отверстий, что предотвращает образование на забое песчано-глинистых, жидкостных пробок. В ином случае забойные пробки перекрывают нижние продуктивные интервалы, вызывают снижение дебитов скважин, избирательное дренирование, а значит и преждевременное обводнение добывающих скважин.
Такой спуск НКТ целесообразен для залежей с небольшой толщиной продуктивного пласта и терригенными коллекторами. Таким образом, вскрытая и перфорированная толщина пласта в скважине (или величина открытого забоя), глубина спуска НКТ предопределяют степень отработки продуктивных отложений по толщине.
Если в карбонатных коллекторах развита вертикальная трещиноватость, то забои скважин (и глубины спуска НКТ) следует располагать дальше от ГВК. Если для карбонатного массива характерны слоистость строения и большой этаж газоносности, то, во-первых, целесообразно выделять в разрезе отдельные эксплуатационные объекты, и, во-вторых, спускать НКТ до нижних отверстий интервала перфорации в скважинах каждого эксплуатационного объекта.
Следует отметить, что в призабойной зоне пласта из-за падения давление и за счёт эффекта Джоуля-Томсона снижается температура и в этой связи приток газа к забою скважины может сопровождаться образованием гидратов.
При эксплуатации газовых и нефтяных скважин имеют место отложения асфальто-смолистых веществ, парафина, солей, как в фонтанных трубах, так и в призабойной зоне пласта, что снижает продуктивные характеристики скважин. Эксплуатация скважин, если не принимать специальных мер, может сопровождаться коррозией труб, внутрискважинного и другого оборудования. Для газовых скважин осложнения возникают при подтягивании конусов подошвенной воды. В случае дренирования нефтяной оторочки газовые и водяные конуса являются причиной снижения эффективности работы отдельных скважин и разработки месторождения в целом.
Конструкция забоев скважин, параметры пласта и призабойной зоны и их изменение во времени определяют продуктивные характеристики скважин, следовательно, и необходимое число скважин для разработки месторождения. Особенности притока газа к скважинам необходимо учитывать при выборе и обосновании методов интенсификации притока газа к скважине.