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 Р_пл и Р_з – 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