Технологические режимы работы скважин №№ 14003, 285, 386
При проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений особое внимание уделяется выбору технологического режима эксплуатации скважин.
Технологический режим работы газовых скважин - это определенные условия движения газа в призабойной зоне и по стволу скважины, характеризуемые значениями дебита и забойного давления (или его градиента) и определяемые некоторыми естественными ограничениями (например, возможность разрушения пород забоя при высоких депрессиях и др.).
Под технологическим режимом эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин понимается поддержание на забое или устье скважины заданных условий изменения дебита или (и) давления, осуществляемых в результате их регулирования и обеспечивающих соблюдение правил охраны недр, окружающей среды и безаварийную эксплуатацию скважин. Режим эксплуатации считается оптимальным, если его изменение, т.е. увеличение или уменьшение дебита или депрессии на пласт для заданных геолого-технических условий пласта и скважины, приводит к преждевременному нарушению работы одного из звеньев системы пласт – скважин – наземные промысловые сору-жения. Выбор оптимального технологического режима эксплуатации может быть осуществлен при наличии теоретически обоснованных и проверенных на практике методов, учитывающих огромное число факторов, связанных с геолого-техническими условиями пластов и скважин.
В процессе разработки происходят изменения технологического режима эксплуатации скважин. Эти изменения могут быть связаны как с самим фактором, по которому устанавливается технологический режим, так и со стадией разработки и различными работами в скважине.
Происходящие изменения могут быть учтены и прогнозированы в зависимости от различных факторов и должны быть включены в проект разработки месторождения.
Приток газа к забою скважины из пласта описывается уравнением
![]() | (2.1) |
где Рпл и Рз – соответственно пластовое и забойное давления;
а и b – коэффициенты фильтрационного сопротивления;
Q – дебит скважины.
Из этого уравнения видно, что чем больше разность между пластовым и забойным давлениями, тем больше дебит. Неограниченное увеличение дебита скважин может привести к осложнениям в процессе эксплуатации.
Ниже проанализированы данные технологического режима работы газо-конденсатных скважин УКПГ-14 на 4 квартал 2009 года, полученые в ГПУ ООО ”Газпром добыча Оренбург”. Основные параметры существующих техно-логических режимов вертикальных скважин, (№№ 14003, 285 и 386) приведены в таблице 2.1.
Среди множества различных факторов, определяющих режим работы скважины в условиях ОНГКМ определяющими являются те, которые обеспе-чивают безгидратную работу скважин, вынос механических примесей и жид-кости с забоя скважин и борьбу с коррозией оборудования.
Из анализа существующего технологического режима выбранных вертикальных скважин следует, что скважины работают с высокими дебитами.
Скважина №14003 вскрывает 2-й эксплуатационный объект, имеет откры-тый ствол, диаметр эксплуатационной колонны 177,8 мм, диаметр НКТ 100 мм.
Скважины №285 и 386 вскрывают 1 и 2-й эксплуатационные объекты, имеют открытый ствол, диаметр эксплуатационной колонны 177,8 мм, диаметр НКТ 100 мм.
Воды в продукции не наблюдается, осуществляется подача метанола.
На рисунке 2.1 представлена схема подземного оборудования вертика-льной скважины.
Таблица 2.1 – Технологический режим работы газоконденсатных скважин 14003, 285 и 386 на 4 квартал 2009 года
№ скв. | Эксплуатационный объект | Пробуренный забой | Проход по НКТ | Интервал вскрытия | Вид вскрытия | Эксплуатационная колонна | НКТ | Р стат | Р пласт | Существующий режим | Намеченный режим | |||||||||||||
Диаметр | Глубина | Диаметр | Глубина | Р буф | Фактический дебит | Р заб | Депрессия | Давление | Намеченный дебит | Метанол | ||||||||||||||
газа | конденсата | воды | Р буф | Р шлейф | Р бвн | газа | конденсата | воды | ||||||||||||||||
м | м | м | мм | м | мм | м | атм | атм | атм | т.м3/с | т/с | м3/с | атм | атм | атм | атм | атм | т.м3/с | т/с | м3/с | м3/с | |||
1606-1670 | ствол | 177,8 | 6,09 | 0,0 | 8,0 | 7,60 | 0,0 | 0,97 | ||||||||||||||||
1,2 | 1550-1787 | ствол | 177,8 | 6,7 | 0,0 | 6,0 | 7,98 | 0,0 | 1,07 | |||||||||||||||
1,2 | 1549-1760 | ствол | 177,8 | 7,4 | 0,0 | 13,0 | 9,88 | 0,0 | 1,32 |
Рисунок 2.1 – Схема подземного оборудования вертикальной скважины