4 Аналіз експлуатації свердловин
4 Аналіз експлуатації свердловин
4.1 Технологічні режими експлуатації свердловин
Під технологічним режимом експлуатації газових (газоконденсатних) свердловин розуміють підтримання на вибої (гирлі) заданих умов зміни в часі тиску (дебіту), які забезпечують безаварійну експлуатацію свердловин і дотримання правил охорони надр і довкілля. Іншими словами, технологічний режим характеризує ті обмеження, які накладаються на відбір газу зі свердловин.
Технологічний режим експлуатації свердловин залежить від типу і режиму розробки газового покладу, початкового пластового тиску, пластової температури, фізико-хімічних властивостей газу, фізико-літологічної характеристики продуктивних пластів, конструкції свердловин, умов підготовки і подачі газу споживачеві. Він встановлюється за результатами дослідження свердловин методом стаціонарних режимів фільтрації з врахуванням геолого-промислової характеристики покладу і умов збору, підготовки і транспорту газу. В процесі експлуатації свердловин технологічний режим регулюється штуцерами, які встановлюються для кожної свердловини на гирлі або на вході в УКПГ, і протитиском газу в системі газо-збору.
В практиці розробки родовищ природних газів відомі такі технологічні режими експлуатації свердловин.
В початковий період розробки газових і газоконденсатних родовищ, коли кількість пробурених свердловин перевищує потрібну їх кількість або відбір газу зі свердловин обмежується тільки пропускною здатністю колони ліфтових труб, застосовують режим постійного (заданого в часі) дебіту
q =q(t) = соnst. (4.1)
Даний режим експлуатації свердловин є тимчасовим, оскільки підтримання постійного дебіту супроводжується зростанням депресії на пласт. Коли вона досягає критичного значення для стійкості порід у привибійній зоні, переходять на інший режим експлуатації (постійного градієнта тиску на стінці свердловини чи максимально допустимої депресії на пласт).
В слабозцементованих породах найбільш раціональним технологічним режимом з точки зору одержання максимальних відборів газу є режим постійного градієнта тиску на стінці свердловини
(4.2)
При фільтрації газу за законом Дарсі умова (4.2) відповідає підтриманню постійної максимально допустимої швидкості фільтрації газу на стінці свердловини.
3. У зв'язку з відсутністю достовірної інформації про ступінь і характер досконалості свердловини, і складністю підтримання в промислових умовах постійного градієнта тиску на стінці свердловини, на практиці в пухких колекторах поширений режим максимально допустимої депресії на пласт
(4.3)
де , — середній пластовий тиск в зоні дренування та вибійний в момент часу t.
Режим граничної допустимої депресії на пласт застосовують також при експлуатації газових свердловин в пластах з підошовною водою.
При розробці газоконденсатних родовищ з підтриманням пластового тиску вище тиску початку конденсації вуглеводневої суміші рекомендується з метою зменшення пластових втрат конденсату і одержання високих дебітів газоконденсатної суміші експлуатувати видобувні свердловини на режимі постійного вибійного тиску
(4.4)
Величина вибійного тиску вибирається рівною або більшою від тиску початку конденсації, а при пологих ізотермах пластових втрат конденсату можливе деяке зменшення вибійного тиску нижче тиску початку конденсації.
На заключній стадії розробки газових родовищ для забезпечення необхідних умов роботи установок низькотемпературної сепарації газу, дального транспорту газу по магістральному газопроводу при відсутності дотискуючої компресорної станції чи затримки її будівництва і при безштуцерній експлуатації свердловин у випадку подачі газу місцевим споживачам застосовують режим заданого тиску на гирлі свердловини
(4.5)
При наявності в газі компонентів, які викликають корозію обладнання стовбура і гирла свердловини (СО2, Н25, кислоти жирного ряду), відбір газу обмежують максимально допустимою швидкістю руху газу у верхньому поперечному перерізі колони ліфтових труб, при якій лінійна швидкість корозії має допустиме значення
(4.6)
Згідно з результатами лабораторних і промислових досліджень, при швидкості газового потоку менше 11 м/с лінійна швидкість корозії, обумовлена присутністю в газі СО2, не перевищує 0,1 мм/рік, а у випадку застосування інгібіторів корозії не відбувається зриву захисної плівки інгібітора з внутрішньої поверхні труб.
7. Для продовження періоду стабільної роботи газових свердловин в умовах обводнення і ретроградної конденсації вуглеводневої суміші за рахунок використання природної енергії пластового газу необхідно забезпечити повний і безперервний винос на поверхню всієї рідини, яка надходить з пласта і випадає з газу в стовбурі (вода і вуглеводневий конденсат), при мінімальних втратах тиску в колоні ліфтових труб.
Для цього рекомендується експлуатувати свердловини при дебітах, які не нижче мінімально необхідних для виносу рідини з вибою:
(4.7)
Величина знаходиться за відповідними формулами залежно від конструкції ліфта і геолого-промислової характеристики свердловини.
Умову (4.7) можна також застосовувати при експлуатації газових свердловин в пухких колекторах для виносу з вибою на поверхню твердих частинок заданого діаметра й густини.
8. При експлуатації газових свердловин в районах багаторічної мерзлоти, для порід з низькими пластовими температурами можливе гідратоутворення у привибійній зоні пласта внаслідок ефекту дроселювання газу, а також у стовбурі свердловини за рахунок теплообміну газу з навколишніми породами при малих дебітах і ефекту Джоуля-Томсона при великих дебітах газу. З метою попередження гідратоутворення рекомендується обмежувати депресію на пласт величиною безгідратної депресії, при якій температура на вибої свердловини не зменшується до рівноважної температури гідратоутворення, а дебіт газу вибирати в діапазоні безгідратних дебітів, при яких гідрати в стовбурі свердловини не утворюються.
9. Під час розробки газоконденсатних родовищ з нафтовими облямівками технологічні режими експлуатації видобувних газових і нафтових свердловин необхідно вибирати такими, щоб забезпечити динамічну рівновагу газонафтового контакту, наприклад, проводити ступінчасту зміну дебітів нафти або газу чи обох одночасно, підтримуючи їх постійними протягом певних інтервалів часу, за які межа розділу газ-нафта досягає заданих крайніх верхнього і нижнього положень.
10. У випадку неоднорідних колекторів при розробці газових і газоконденсатних родовищ в умовах газового режиму з метою максимізації коефіцієнтів газо- і конденсатовіддачі необхідно мінімізувати непродуктивні втрати тиску. Це досягається розподілом заданого відбору вуглеводневої суміші між окремими свердловинами
