Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. Некоммерческий фонд имени профессора А. В. Аксарина
 Скачать 2.61 Mb.
|
|
4.4.2.5. Связь пробкообразования и наличия жидкости в стволе скважины с диаметром и глубиной спуска фонтанных труб[10] Образование песчаной пробки или столба жидкости на забое газовых и газоконденсатных скважин при соответствующих условиях, т.е. при наличии влаги в продукции скважины, прорыве подошвенной или контурной воды, очищении призабойной зоны от бурового раствора, разрушении пласта при заданной депрессии и др., в основном связано с выбором конструкции скважины. Выбор диаметра и глубины спуска фонтанных труб с учетом характеристик пласта, фильтрующегося потока, производительности скважины и профиля притока существенно зависит от возможности прихвата труб, потерь давления в стволе скважины и особенно в зоне фильтра при большой толщине газоносного пласта. Связь критического дебита с диаметром труб. Возможность образования пробок зависит от обеспечения выноса частиц. Если скважина работает через затрубное пространство и потери давления при работе через фонтанные трубы велики, а возможность увеличения их диаметра отсутствует, то необходимо обеспечить вынос частиц в кольцевом пространстве. Скорость установившегося движения частиц может быть определена из условия равенства сил тяжести частицы силе сопротивления. Это означает, что скорость движения частицы должна равняться скорости восходящего газового потока. Чтобы не происходило осаждения и накопления частиц, скорость потока газа должна быть несколько выше, чем скорость витания (осаждения) частиц. Для определения скорости витания получены эмпирические соотношения, связывающие скорость восходящего потока с массой частицы и плотностью, вязкостью газа. Для выноса жидкости необходимо учитывать и изменение формы жидких частиц при движении в восходящем потоке, и режим течения газо-жидкостной смеси. Режимы течения газо-жидкостной смеси и условия их существования. В газовых скважинах подъём жидкости происходит только за счет энергии газа. В зависимости от конструкции скважины, дебита газа и жидкости, давления и температуры на разных участках ствола могут иметь место различные режимы течения газожидкостной смеси. В зависимости от размеров и формы жидкой и газовой фаз различают дисперсную, дисперсно-кольцевую, кольцевую, снарядно-кольцевую, снарядную, пузырьково-снарядную и пузырьковую структуры режимов газожидкостного потока. При наличии жидкости в продукции газовой скважины в зависимости от её производительности и конструкции возможно существование одного или несколько режимов. При кольцевом режиме суммарная сила воздействия газового потока в каждом сечении должна быть не менее архимедовой, а объём жидкости - меньше объёма газа в рассматриваемом сечении. При нарушении этих условий происходит смыкание плёнок. Устойчивая форма плёнки не гладкая, а волнистая и при правильной синусоидальной форме пленки её толщина не превышает 0,075D (D – диаметр трубы), а амплитуда её колебаний меньше 0,15D. Исходя из предельно возможных толщин плёнки и группы плёнок, получим область переходного снарядно-кольцевого режима - 0,86QкрQ0,73Qкр. При снарядном режиме длина газовой пробки больше или равна длине жидкой пробки. При этом толщина слоя жидкости, отделяющей газовую пробку от стенки скважины, может достигать 0,15D. Следовательно, нижняя граница снарядного режима находится при дебитах, меньших критического в 4 раза - Q 0,25Qкр. Верхняя граница пузырькового режима и область перехода от пузырькового к снарядному режиму в газовых скважинах не определена, так как верхняя граница пузырькового режима зависит от способа ввода и объёма газа, поступающего в ствол скважины, занятый жидкостью. Исходя из соображений разрыва жидкости газа, верхнюю границу пузырькового режима можно приблизительно оценить соотношением - Q0,12Qкр. Полученные зависимости позволяют оценить существующие в газовой скважине режимы при известном диаметре фонтанных труб. Зная приведённые выше границы существования режимов, по величине дебита можно вычислить диаметр фонтанных труб. Варианты глубины спуска фонтанных труб.На практике встречаются три варианта глубины спуска фонтанных труб: башмак фонтанных труб находится на уровне кровли продуктивного пласта и выше; фонтанные трубы спущены до середины интервала перфорации; башмак фонтанных труб находится в непосредственной близости от нижнего отверстия интервала перфорации. Необходимо отметить, что на глубину спуска фонтанных труб влияют следующие факторы: диаметр труб, дебит скважины, форма и размеры частиц породы или капель жидкости, толщина продуктивного интервала, распределение дебита в интервале перфорации, устойчивость пород и др. Результаты промысловых исследований показывают, что спуск фонтанных труб до нижних отверстий интервала перфорации предотвращает образование песчаных пробок или столба жидкости в стволе скважины. Тем не менее, влияние высоты пробки, независимо от глубины спуска фонтанных труб, остаётся незаметным, если нижняя часть интервала перфорации низкопродуктивная и в изотропном пласте высота песчаной пробки не превышает 10-20% общей перфорированной толщины продуктивного пласта. Нарушение закономерности влияния пробки на производительность может иметь место лишь в том случае, когда скважина вскрывает несколько пропластков с различными характеристиками и устойчивостью на разрушение. Результаты анализа влияния некоторых факторов на глубину спуска. Совместный анализ влияния притока газа, производительности скважин, выноса частиц и потерь давления на глубину спуска фонтанных труб показывает, что: при равномерном притоке газа из интервала перфорации и наличии условий накопления частиц на забое, целесообразен спуск фонтанных труб до нижнего интервала перфорации; при снижении дебита скважины от кровли к подошве пласта также целесообразен спуск фонтанных труб до нижних отверстий интервала перфорации; при наличии скорости, обеспечивающей подъём частиц с нижнего интервала без фонтанных труб, отсутствии условий разрушения коллектора и накопления частиц на забое, фонтанные трубы могут быть спущены до кровли продуктивного пласта, в противном случае, если скорость потока ниже башмака фонтанных труб не обеспечивает выноса породы или капель жидкости, то, несмотря на эксплуатацию скважин через затрубное пространство, глубина спуска фонтанных труб должна быть на уровне нижних отверстий интервала перфорации; при интенсивном разрушении коллектора при небольших депрессиях, вопрос о глубине спуска труб должен решаться с учетом конструкции фильтра; при определении глубины спуска фонтанных труб, потери давления в фонтанных трубах не должны являться единственным и определяющим фактором. Если пробка мокрая, то для увеличения интенсивности её выноса, кроме увеличения скорости потока, необходимо постепенное увеличение глубины спуска фонтанных труб или создание необходимой скорости газа в эксплуатационной колонне в пределах 1-10м/с. 4.4.3. Технологический режим работы скважин при наличии подошвенной воды[5,10]. 4.4.3.1. Закономерности изменения предельного безводного дебита Общие соображения. Установление технологического режима эксплуатации газовых скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой, относится к задачам высшей сложности. Точное решение этой задачи с учетом нестационарности процесса конусообразования, неоднородности пористой среды в вертикальном и горизонтальном направлениях, различия законов фильтрации газа и воды, изменения их физических свойств в процессе разработки, формы и границ разделов газ-вода, фазовых проницаемостей и капиллярных сил практически невозможно. Как правило, безводные дебиты, определяемые расчетным путем, оказываются значительно больше фактических, и конус подошвенной воды прорывается в скважину при дебитах сравнительно меньших, чем расчетные. Тем не менее в виду важности данной задачи при проектировании и эксплуатации газовых месторождений рассмотрим основные закономерности изменения предельного безводного дебита в зависимости от величины вскрытия и анизотропии пласта. Предельным безводным дебитом будем считать производительность скважины, получаемую при достижении вершины конуса воды забоя скважины. Отсюда следует, что для получения безводного дебита необходимо, чтобы уровень контакта газ-вода под скважиной был ниже нижних перфорационных отверстий. Это означает, в скважине необходимо создать такую депрессию, при которой уровень конусообразования воды будет меньше высоты y=а (h-hвс), (4.1) где h- толщина пласта; hвс – вскрытая толщина; коэффициент а положим равным 0,4, что по Чарному дает достаточную надежность в определении безводного дебита. Таким образом, для точного решения задачи о безводном дебите газовой скважины необходимо знание истинного положения границы раздела газ—вода, являющейся функцией времени и режима эксплуатации скважины, и распределения давления в зоне, дренируемой рассматриваемой скважиной, в значительной мере определяемого степенью изотропии пласта. В большинстве газоносных пластов вертикальные и горизонтальные проницаемости различаются, причем вертикальная проницаемость kв значительно меньше горизонтальной. Низкая вертикальная проницаемость снижает опасность обводнения газовых скважин в процессе эксплуатации. Однако при низкой вертикальной проницаемости затрудняется и подток газа снизу в область влияния несовершенства скважины по степени вскрытия. В связи с этим необходимо учитывать влияние анизотропии, так как использование методов определения Qпр, разработанных для изотропных пластов, приводит к существенным погрешностям..  Чем больше подъём ГВК, тем выше погрешность в величинах дебитов, определённых без учета подъёма ГВК. Величина подъёма контакта зависит от запасов и отбора газа, активности водонапорной системы, коллекторских свойств водо-газоносного пласта и др. Внедрение в процессе разработки подошвенной воды приводит к изменению пластового давления и уменьшению газонасыщенной толщины пласта. При больших упругих запасах воды необходимо учитывать упругоёмкость воды и водоносного пласта. Закономерности изменения безводного дебита. Зависимость предельного безводного дебита Qпр от относительной толщины вскрытия h= hвс/h показывает, что существует некоторое вскрытие, при котором предельный, безводный дебит становится максимальным (рис.4.12). При этом для получения максимального дебита степень вскрытия пластов с низкой продуктивностью должна быть больше, чем пластов с высокой продуктивностью, так как с уменьшением проницаемости Qпр тоже уменьшается. Учет влияния анизотропии пласта показывает, с уменьшением вертикальной проницаемости предельный дебит существенно снижается (рис.4.12). Кроме того, с уменьшением параметра анизотропии пласта =kв/kг величина вскрытия пласта hвс при которой Qпр становится максимальным, увеличивается.  На величину безводного дебита влияют снижение р(t) и h(t). Чем меньше р(t) и h(t), тем ниже безводный дебит скважины, хотя в целом вторжение воды в газовую залежь несколько замедляет темп снижения пластового давления (рис. 4.13). На данном рисунке кривые 1-3 соответствуют безводным дебитам при рпл(t) = 25,7; 21,9 и 14,4 МПа, получаемым при подвижном контакте газ-вода. Безводные дебиты при этих же пластовых давлениях, но при неподвижном контакте газ-вода показаны пунктирными кривыми 2-5. Из рис. 4.13 видно, что при подвижном контакте газ-вода Qпр снижается более интенсивно, чем при неподвижном газо-водяном контакте. Сравнение кривых зависимости Qпр от h, построенных при одинаковых рпл(t) для h0 и h(t),позволяет определить характер изменения Qпр при подвижном контакте и прогнозировать безводные дебиты при проектировании разработки газовых месторождений. Для заданной величины вскрытия пласта hвс изменение газонасыщенной толщины в результате подъема ГВК приводит к обводнению газовой скважины. Характер изменения Qпр, соответствующего максимуму кривых зависимости Qпр от h при неподвижном (кривая 1) и подвижном (кривая 2) ГВК, показан на рис. 4.14. Из кривой 2 видно, что при заданной величине hвс по мере снижения пластового давления и подъема ГВК Qпр резко снижается и по достижении h(t) = hвс скважина обводняется. Для избежания обводнения в процессе разработки необходимо синхронно с изменением h(t) изменять и вскрытую толщину пласта hвс. Только тогда скважина будет эксплуатироваться до полного истощения залежи. Для анизотропного пласта независимо от величины параметра анизотропии при снижении рпл и уменьшении h(t) Qпр снижается. С уменьшением вертикальной проницаемости kв или параметра анизотропии Qпр уменьшается. Это означает, что уменьшение доли дебита за счет подтока из невскрытой части пласта происходит в результате ухудшения вертикальной проницаемости пласта. В конечном счете при существенном снижении вертикальной проницаемости безводный дебит стремится к дебиту скважины, вскрывшей пласт толщиной hвс , где имеет место только плоско-радиальная фильтрация газа к скважине. Следовательно, при снижении параметра анизотропии наиболее выгодно полное вскрытие пласта. Если сравнивать между собой предельные дебиты из изотропного и анизотропного пластов, то Qпр анизотропного пласта всегда меньше безводного дебита из изотропного пласта. |