Технологический режим работы скважин при наличии песчаной пробки или столба жидкости на забое

В процессе эксплуатации скважин в зависимости от устойчивости коллекторов, депрессии на пласт, проникновения бурового раствора в пласт, конструкции скважины, ее дебита и распределения дебита по интервалу вскрытия пласта, содержания жидкости в потоке может образоваться песчаная пробка или столб жидкости, отрицательно влияющие на технологический режим работы. Поэтому при выборе технологического режима работы таких скважин необходимо учесть хотя бы те факторы, которые могли бы исключить возможность образования песчаной пробки или столба жидкости. Количественное влияние песчаной пробки или столба жидкости соизмеримо с влиянием несовершенства скважины на ее дебит и связано, кроме высоты пробки, с ее проницаемостью. В изотропных пластах наличие пробки высотой до 20% общей газоносной толщины пласта практически не влияет на дебит скважины.

12.2.1. Определение дебита скважины при полном и частичном перекрытии пласта песчаной пробкой и столбом жидкости

1. Дебит скважины с пробкой, проницаемость которой такова, что градиент давления при фильтрации газа по ней весьма существенен, при полном перекрытии пласта пробкой приближенно определяемся по формуле

где Рпл, Рз - соответственно пластовое и забойное давления, 0,1 мПа; δ - высота пробки, равная мощности пласта h, м; a, b - коэффициенты фильтрационного сопротивления, определяемые из выражений

Здесь Кп - проницаемость пробки Д.

Относительный дебит скважины, продуктивный пласт в которой полностью перекрыт пробкой, приближенно определяется по формуле

Пример. По формуле при Н=δ-1,5 и 10м для различных соотношений проницаемостей пласта и пробки k/kп были рассчитаны .

Результаты расчетов показаны на рис. 32, из которого видно, что с увеличением мощности пласта, следовательно, и высоты пробки, дебит скважины уменьшается.

Рисунок 32. Зависимость от k/kп для полностью загрязненной в пределах продуктивного пласта скважины

δ, м; 1 – 1; 2 – 5; 3 – 10

Рисунок. 32а. Зависимость от k/kп для различной высоты пробки при неполном загрязнении забоя

δ, м; 1 – 1; 2 – 10; 3 – 20; 4 – 30.

2. При частичном перекрытии газоносного пласта пробкой относительный дебит скважины определяется по формуле:

Пример. По формуле для различных соотношений К/Кп при Н=50м, δ=1, 10, 20 и 30м были проведены расчеты, результаты которых показаны на рис. 32а. Как видно из рис. 32а при большой высоте пробки δ-30м и соответственно К/Кп<=0,5х10^-3 зона загрязнения практически не работает и поэтому относительный дебит с пробкой соответствует относительному дебиту несовершенной по степени вскрытия скважины.

3. Дебит скважины, вскрывшей пласт мощностью Н и перекрытой столбом жидкости высотой δ=Н, определяется по формуле:

где

р_г, р_ж- плотность соответственно жидкости и газа в забойных условиях; φ - истинное газосодержание в интервале фильтра; Р_заб - забойное давление у кровли пласта.

Относительный дебит скважины при полном перекрытии столбом жидкости продуктивного пласта приближенно определяется по формуле:

4. При частичном перекрытии продуктивного пласта столбом жидкости, когда вертикальная проницаемость пласта близка к нулю, относительный дебит скважины определяется по формуле:

где Q₀ – дебит чистой (без столба жидкости) скважины; Q₁, Q₂ – дебиты из перекрытой и не перекрытой столбом жидкости частей пласта, соответственно.

Пример. При Н=100 м, Рпл=10,0 мПа, Рз=9,9, 9,8, 9,5 и 9,0 мПа, р_ж=1000 кг/м³, р_г=0,8 кг/м³, =0,62; Тср=300⁰К были рассчитаны дебиты для различных значений δ. Результаты показаны на рис. 33.

Рисунок 33. Зависимость от δ ∆р, 0,1 мПа

1 – 1; 2 – 2; 3 – 5; 4 – 10.

12.2.2. Влияние депрессии на степень загрязнения забоя скважин и условия образования или разрушения пробки

Степень загрязнения забоя скважины песчаной пробкой связана со скоростью потока и депрессией, приходящейся на единицу длины пробки.

Для известных давлений у кровли Рз и проницаемости пробки, в которой значителен градиент давления, сила, действующая на пробку высотой δи сечением 1см², определяется по формуле:

, где Р_под – давление у подошвы пласта.

Удельный перепад на единицу длины пробки приближенно можно определить по формуле:

Пример. По формуле для различных и δ рассчитаны R и показаны на рис. 34, из которого видно, что при превышении удельного перепада R над его критическим значением (точки максимума на кривых) останавливается рост пробки и начинается ее разрушение. С увеличением проницаемости пробки удельные потери в ней уменьшаются.

Влияние депрессии на процесс образования пробки можно оценить по формулам:

Эта формула позволяет определить следующее.

1. Критическую высоту пробки при условии

2. Непрерывный рост пробки при

3. Разрушение и вынос пробки при

где ρ_п – плотность вещества, образующего пробку, кг/м³.

Пример. По вышеприведенным формулам для 2а/b=10, 100, 400, 900, 1500, 2500 и различных депрессий рассчитана высота пробки δ. Результаты расчетов показаны на рис. 34а.

Рисунок 34. Перепад давления на единицу длины пробки в зависимости от ее размеров

: 1 – 0,25; 2 – 0,15; 3 – 0,1; 4-0,05; 5 – по данным скв.9 – месторождения Газли

Рисунок 34а. Зависимость размера зоны загрязнения от депрессии

С – область мнимых решений, где величина пробки может быть любой; 2a/b: 1 – 10; 2 – 100; 3-400; 4 – 900; 5 – 1500; 6 – 2500

Образование песчаной пробки или столба жидкости непосредственно связано с выбором диаметра и глубины спуска фонтанных труб, распределением дебита в интервале перфорации и дебитом скважины. Поскольку выбор диаметра в зависимости от формы и размера частицы изучен сравнительно достаточно, основным критерием при установлении технологического режима считают глубину спуска труб.

Глубина спуска фонтанных труб должна быть увязана с дополнительными потерями давления, возможностью прихвата, однородностью перфорированного интервала (или открытого забоя), распределением дебита по разрезу, мощностью фильтра, необходимостью проведения исследовательских работ, требующих спуска труб до продуктивного интервала и др. В отдельности практически все перечисленные факторы, включающие и глубину спуска, изучены.Однако в настоящее время нет единой методики расчета глубины спуска фонтанных труб с учетом всех факторов. Обобщая накопленный материал, можно лишь рекомендовать для скважин, в которых нет опасности прихвата, нет необходимости проведения исследований, требующих открытого интервала перфорации и др., спускать трубы на глубину 80-90% интервала перфорации.

12.3. Технологический режим работы скважин при наличии подошвенной воды

12.3.1. Определение предельного безводного дебита газовых скважин без учета подъема контакта газ-вода

Наличие подошвенной воды - один из основных факторов, влияющих на технологический режим работы газовых скважин. Производительность таких скважин ограничивается допустимой депрессией на пласт. Если допустимая депрессия на пласт определена по формуле, то предельный безводный дебит скважины рассчитывается по формуле:

где а, b - коэффициенты фильтрационного сопротивления, определяемые по результатам исследования скважины; Рпл, Р_заб - пластовое и забойное давление соответственно.

Пример. Определить предельные безводные дебиты скважины, вскрывшей изотропный пласт с исходными данными: Rk=100 м; Rc=0,1 м; h=60 м; Рпл=4,66 мПа; a=0,6; b=0,000105; Кг=Кв=0,213 Д; р_в=1020 кг/м³ для h_вс=40 м и h_вс=30 м.

Расчеты, проведенные по формулам, показывают, что при =0,5 предельные безводные дебиты соответственно равны Qпр=425 тыс.м³/сут и Qпр=З78 тыс.м³/сут, а при =0,667, Qпр=272тыс.м³/сут.

12.3.2. Определение предельного безводного дебита с учетом подъема контакта газ-вода

Предельные безводные дебиты, определяемые по формулам, пригодны для текущего положения контакта газ-вода. По мере падения пластового давления в газоносной части пласта контакт газ-вода поднимается. Подъем контакта газ-вода влияет на пластовое давление газоносной части пласта, параметры а и b, мощность пласта h и др. Поэтому при прогнозировании предельного безводного дебита необходимо учесть изменение положения контакта газ-вода во времени.

Подъем контакта газ-вода учитывается путем изменения параметров. Если Qпр определяется по формуле, то ∆Р_ДОП, а и b заменяется на

Кроме того, Рпл, p_в и p_гзаменяются на Pпл(t), p_в(t), p_г(t).

Разницу между начальным и текущим значением газонасыщенной мощности приближенно можно определить по формуле

где

k - проницаемость пласта, Д; Ω₀ - начальный объем газовой части залежи, м³; µ_В -вязкость воды в пластовых условиях, сП; Q - дебит скважины, тыс.м³/сут; t - время разработки, сут; χ - коэффициент пьезопроводности водоносной части залежи, см²/с; β=293/Тпл - температурная поправка; m - пористость, доли единицы; φ_г - газонасыщенность газовой части, доли единицы.

Порядок определения предельного безводного дебита при подвижном контакте газ-вода следующий.

По формулам определяется объем газовой части пласта Ω₀, затем коэффициент А ₀и далее ∆h, следовательно, и h(t) (для рассматриваемого отрезка времени).

Текущее пластовое давление определяется из уравнения материального баланса в соответствии с оставшимися запасами газа и текущим объемом газоносной части залежи

По текущему значению объема Ω_т вычисляется текущее А_г, в котором принимается новое Q. В зависимости от принимаемой расчетной методики, определяются текущие параметры.

По этим значениям рассчитывается предельный безводный дебит Qпр по формуле. Полученный Qпр используется при расчете нового текущего значения А_г.

Следует обратить внимание, что при определении ∆h требуется очень высокая точность расчета подлогарифмических величин (до седьмого знака после запятой).

Рисунок 35. Зависимость Qпр от

при подвижном (сплошные линии)

и неподвижном (пунктирные линии)

контакте газ-вода

Рпл, 0,1 мПа; 1 – 300; 2 – 257; 3 – 219; 4 – 181; 5 – 144.

Пример. Определить предельные безводные дебиты скважины со следующими исходными данными: Рпл.н.=30,0 мПа; h₀=50 м; Rk=500 м; Rc=0,1 м; a=0,56 сут/тыс.м³; b=0,0058 (сут/тыс.м³)²; χ=1,25*10³ см²/с; Qн=340 тыс.м³/сут; Ω₀=5,81*10⁶ м³; φ_Г=0,74; β=0,76; m=0,2; k=0,025 Д для t=0; 1000; 2000; 3000 и 4000 сут. Результаты расчетов приведены в табл. 14 и показаны на рис. 35.

Таблица 14 Результаты расчета Qпр при подвижном контакте газ-вода

t, сут	Qг, млн.м³	∆h, м	h(t), м	ΩГ, млн. м³	Рпл(t), 0,1 мПа;
		- 3,0 8,2 15,5 27,0	50,0 47,0 41,8 34,5 23,0	5,81 5,46 4,85 4,00 2,67

Как видно на рис. 35, предельные безводные дебиты, рассчитанные по формуле, при подвижном контакте газ-вода снижаются более интенсивно, что связано с необходимостью уменьшения депрессии на пласт, мощности пласта и др. в процессе разработки.

12.3.3. Определение оптимального вскрытия газоносного пласта с подошвенной водой

Оптимальное вскрытие газоносного пласта с подошвенной водой обеспечивает максимальный предельный безводный дебит скважины и зависит от емкостных и фильтрационных свойств пласта, свойств газа, воды и др. Оптимальное вскрытие пласта определяется аналитическим и графоаналитическим методами.

Аналитическим методом оптимальное вскрытие пласта hоп приближенно определяется по формуле:

где a₁=ah; b₁=bh². Новые значения a и b должны быть определены по формулам

;

Графо-аналитическим методом оптимальное вскрытие пласта определяется следующим образом. По формуле рассчитывается Qпр для различных . Строится зависимость Qпр от h (рис. 36).

По зависимости Q_пр от определяется максимальное значение предельного безводного дебита Qпр max, соответствующего

Рисунок 36.Зависимость Q_пр от

По построенной кривой Q_пр от определяем, что максимальный Q_пр=200тыс.м³/сут соответствует =0,35, которое оптимально для данной скважины. Оптимальное вскрытие при этом hвск.опт.=0,35h=17,5м. Приведенную методику определения оптимального вскрытия используют для периодического контроля за Q_пр в процессе разработки залежи с подвижным контактом газ-вода.

12.4. Технологический режим работы скважины при одновременном притоке газа и подошвенной воды

При прорыве конуса подошвенной воды к скважине и отсутствии возможности остановить ее приток к забою возникает необходимость установить технологический режим работы такой скважины.

Методика для достаточно точного определения дебита газа и подошвенной воды при их одновременном притоке к забою до настоящего времени не разработана. Поэтому предлагается приближенные методы расчета дебитов газа и воды.

При неполном вскрытии газоносной части изотропного пласта дебит подошвенной воды определяется по формуле

где - фазовая проницаемость для воды, Д; - вязкость воды в пластовых условиях, сП; h, h_вс - газоносная и вскрытая мощность пласта соответственно, м; η - высота столба воды, обеспечивающая давление 0,1 мПа в пластовых условиях, м/(0,1 мПа).

Пример. Определить дебит воды в скважине с исходными данными: h= 50м; h_ВС=25 и 50м; η=10 м/(0,1 мПа); Rk=500м; Rс=0,1м; =0,05; 0,1; 0,2; 0,3; 0,4 и 1,0 Д при ∆Р=(1-5)·0,1мПа. Расчеты были проведены по формуле, результаты которых представлены на рис. 37. Приток подошвенной воды согласно рис. 37 идентичен притоку воды при безнапорном движении.

Рисунок 37. Зависимость дебита воды от депрессии на пласт

Вскрытие газоносной части пласта а – полное; б – не полное; , Д (5): 1 – 1; 2 – 0,4; 3 – 0,3; 4 – 0,2; 5 – 0,1; 6 – 0,05.

При одновременном притоке в анизотропном пласте газа и подошвенной воды к скважине дебит подошвенной воды приближенно определяется по формуле:

где k_гв – горизонтальная проницаемость для воды, Д; - коэффициент анизотропии; h₂ – часть мощности пласта, занятая водой, м.

Дебит газа приближенно определяется по формуле:

где k_гг – горизонтальная проницаемость для газа, Д; h₁ – часть мощности пласта, занятая газом, м; µ_Г – вязкость газа, сПЗ; z – коэффициент сверхсжимаемости газа.

Рисунок 38. Зависимость дебита газа (а) и воды (б) от депрессии при v=0,33

1 - h₁=12,5 и h₂=37,5;

2 - h₁=20 и h₂=30;

3 - h₁=30 и h₂=20;

4 - h₁=40 и h₂=10

Пример. Определить дебиты воды и газа скважины с исходными данными: k_ГГ=0,01Д; k_В=0,01 и 0,001 Д; µ_Г=0,02 сП; µ_В=1,0 сП; η=10 м/(0,1 мПа); Rk=500м; Rc=0,1м для различных значений ∆Р, h_1, h₂. Результаты расчетов дебитов газа и воды показаны на рис. 38.

12.5. Температурный технологический режим работы скважин

При низкой температуре пласта и окружающей ствол скважины среды и наличии влаги в газе создаются условия для образования гидратов в призабойной зоне и в стволе скважины, что вызывает осложнения в работе и снижает надежность добычи газа. Исключить возможность гидратообразования и повысить надежность эксплуатации скважин можно путем правильного выбора технологического режима работы или закачкой антигидратных ингибиторов в скважину. При наличии возможности установления технологического режима, обеспечивающего работу скважины без образования гидратов, нецелесообразно применять менее эффективный способ - закачку ингибитора в скважину. В условиях гидратообразования следует определить температурный технологический режим работы скважины, увязывая это с равновесным давлением и температурой гидратообразования. Равновесные давления и температура гидратообразования зависят от состава газа, влагосодержания, теплофизических свойств и параметров окружающей ствол скважины среды и др.

Для установления температурного технологического режима работы необходимо определить изменение дебита, давления и температуры газа и увязать эти изменения с равновесными давлением и температурой гидратообразования, используя при этом уравнения притока газа к скважине, уравнение движения газа по стволу, аналитическую или экспериментальную зависимость между давлением и равновесной температурой гидратообразования и уравнение изменения температуры в пласте и в стволе работающей скважины. Для безгидратного режима работы скважины необходимо, чтобы при определенном дебите (давлении) температура газа была выше равновесной температуры гидратообразования tp.

Если необходимо, чтобы гидраты не образовывались только в пласте, то должно удовлетворяться условие tз>tр. Если необходимо, чтобы гидраты не образовывались до устья скважины, то должно быть tу>tр.

12.5.1. Безгидратный режим работы призабойной зоны и ствола скважины

Определение возможности образования гидратов в призабойной зоне и в стволе скважины необходимо для выбора способа и места подачи ингибитора. В случае, когда гидраты образуются в призабойной зоне, ингибиторы периодически закачиваются в пласт.

Безгидратный режим призабойной зоны обеспечивается при выполнении неравенства tp<tз. Значение tp для каждого месторождения определяется отдельно, а дебит скважины при каждом режиме по формуле:

Порядок определения tp, tз и G и входящих в них параметров приведен выше.Расчеты по определению безгидратного режима работы призабойной зоны проводятся в следующей последовательности.

По известным коэффициентам а и b для приемлемого забойного давления определяется G.

ПоG и другим параметрам, входящим в формулу, рассчитывается tз.

По экспериментальным данным либо расчетным путем согласно формуле или по равновесным кривым гидратообразования при известной плотности газа определяется tp.

Полученные значения tз и tp должны удовлетворять неравенству tp<tз. Если это условие не выполнено, то расчет tз повторяется с новым значением G до тех пор, пока не будет tp<tз.

Безгидратный режим работы ствола скважины обеспечивается при tp<ty. Устьевая температура ty при отсутствии зоны многолетней мерзлоты определяется по формуле.

В скважинах, расположенных в зонах многолетней мерзлоты, гидраты могут образоваться на любой глубине. Поэтому условие tp<ty, исключающее образование гидратов, справедливо и при наличии многолетней мерзлоты.

Если расчеты с различными режимами показывают, что удовлетворить tp<ty в данной скважине невозможно, то необходимо обеспечить подачу ингибитора в скважину.

12.6. Технологический режим работы скважин при наличии агрессивных компонентов в их продукции

Агрессивные компоненты в составе природных газов (углекислый газ. сероводород, ртуть и др.) при наличии влаги в продукции скважин вступают с металлами в химическую реакцию и вызывают коррозию скважинного и наземного оборудования. Интенсивность коррозии зависит от давления и температуры среды, концентрации агрессивных компонентов, количества влаги, характеристики металлов скважинного и наземного оборудования, конструкции скважины, степени и характера минерализации воды, скорости потока и др. Учет влияния всех факторов на интенсивность коррозии весьма сложен и поэтому целесообразно рассмотреть хотя бы основные. К ним относятся следующие:

- концентрация агрессивных компонентов в потоке;

- давление и температура среды;

- скорость потока;

- минерализация воды;

- техническая характеристика используемого оборудования.

Часть этих факторов (концентрация агрессивного компонента в газе и минерализация воды не поддается регулированию). Поэтому при выборе технологического режима следует исходить из возможности применения коррозионно-стойких материалов, антикоррозионных ингибиторов, установления оптимальных давлений, температур и скорости газа и правильного выбора конструкции скважины.

Исследования отдельных образцов и промысловые наблюдения показывают, что интенсивность углекислотной коррозии зависти от парциального давления углекислого газа и температуры.

С увеличением парциального давления СО₂скорость коррозии увеличивается. С увеличением температуры скорость коррозии также существенно увеличивается. В процессе разработки парциальное давление СО₂ снижается, а объем водного конденсата увеличивается и поэтому интенсивность коррозии снижается.

Наиболее агрессивный компонент, вызывающий агрессивную коррозию – сероводород (H₂S). Характерная черта сероводородной коррозии - растрескивание. Так же как и при углекислотной коррозии, скорость коррозии зависит от парциального давления H₂S. При наличии в составе газа СО₂ и H₂S влияние H₂S на интенсивность коррозии существеннее по сравнению с СО₂.

Одно из основных условии коррозии металла - наличие влаги в добываемой продукции. Наличие и количество воды при заданной концентрации СО₂ или H₂S предопределяет кислотность среды, которая обуславливает интенсивность коррозии. При известном содержании влаги в газе и концентрации агрессивных компонентов интенсивность коррозии существенно зависит от скорости потока. Скорость зависит от производительности пласта, конструкции скважины, давления и температуры газа в стволе. Имеющиеся многочисленные промысловые и лабораторные исследования показывают, что при известных концентрациях отдельных компонентов, влаги в газе, давлении и температуре существует некоторая скорость, при повышении которой интенсивность коррозии существенно увеличивается. По данным исследований скважин Майкопского месторождения эта скорость равна 11 м/с. В отдельных случаях эта величина в зависимости от различных факторов может быть больше или меньше и должна быть установлена промысловыми и лабораторными исследованиями для каждого месторождения.

В случае, когда по объективным причинам не использовано оборудование с антикоррозионным покрытием или отсутствует возможность подачи антикоррозионного ингибитора, то в качестве основного показателя при установлении технологического режима следует принимать скорость потока, которую выбирают по промысловым и лабораторным исследованиям образцов применяемого оборудования. При известной конструкции с постоянным диаметром фонтанных труб наиболее опасно, с точки зрения коррозии, устье скважины, где должна поддерживаться критическая скорость v_кр, превышение которой значительно увеличивает интенсивность коррозии.

Дебит скважины при известной критической скорости определяется по формуле:

где d - диаметр фонтанных труб, см; Ру - устьевое давлении,. 0,1 мПа; Ту - температура газа у устья скважин, ⁰ К; Z_y - коэффициент сверхсжимаемости при Р_y и Т_y.

Величина Q_кр связана с забойным и устьевым давлениями выражениями:

Обозначив:

;

Определяем:

Параметры, входящие в эти формулы, порядок их определения и размерности приведены выше. Порядок расчета технологического режима для выбранной скорости следующий.

По известным Рпл. v_КР, и параметрам а, b, αи Ө. определяют Ру.

Затем по формуле определяют Qкр и по известным Ру и Qкр для заданной конструкции рассчитывают Рз и далее ∆Р².

Изменение Рпл в процессе разработки приближенно можно определять по уравнению материального баланса.

Пример. Определить Ру и Qкр скважины заданной конструкции при следующих исходных данных: V_кр=10 м/с; d=6,3 см; Ту=300 ⁰К; Тз=340⁰К; L=1500 м; =0,6; λ=0,016; а=6 сут/тыс.м³; b=0,02(сут/тыс.м³)².

Результаты расчетов приведены в таблице 15.

Таблица15 Результаты технологического режима работы скважины в условиях коррозии

№ п/п	Время разработки, сут.	Рпл, 0,1 мПа	Ру, 0,1 мПа	Qкр, тыс. м³/сут	Рз, 0,1 мПа	∆Р, 0,1 мПа
			73,5 36,5		95,1 70,9	6,0 5,0 4,9 4,1 3,0

Технологический режим работы при наличии агрессивных компонентов в газе, ограничиваемый скоростью на устье, приемлем при отсутствии изменения диаметра фонтанных труб (проходного сечения потока), структуры потока, его направления и др.

Если фонтанные трубы состоят из комбинированных труб, то возможно, что требуемая скорость будет не около устья скважины, а в ее стволе в местах перехода с одного (как правило, малого) диаметра фонтанных труб на другой диаметр.

Если установленная скорость и связанные с ней забойное давление и дебит вызывают осложнения, т.е. способствуют разрушению пласта, образованию пробок или гидратов, то следует принимать в качестве критерия эти факторы при условии, что получаемые при этом скорости не будут превышать скоростей, обусловленных коррозией.

12.7. Технологический режим работы скважин, вскрывших многопластовые залежи

Технологический режим работы скважин, вскрывших многопластовые залежи, прежде всего, зависит от наличия или отсутствия гидродинамической связи между пластами, вскрытыми единым фильтром.

При достаточно хорошей гидродинамической связи между пластами, вскрытыми единым фильтром, технологический режим устанавливается, как на однопластовой залежи с учетом неоднородности по разрезу.

Если пласты изолированы, но необходима эксплуатация одновременно всех пластов, то при сравнительно одинаковых составах, близких по теплотворной способности газов и по содержанию агрессивных компонентов и конденсата, технологический режим устанавливается, как на однопластовом месторождении.