Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Часть III (Сборник научных трудов), страница 100

•  диаметры обсадной колонны D_o6 в вариантах без спуска фон­
танных труб приняты равными D_o6= 101,6; 152,4 и 203,2 мм;

•  диаметр обсадной колонны при спуске фонтанных труб принят
постоянным: D_o6= 152,4 мм;

•  диаметры фонтанных труб, спущенных в вертикальные сква­
жины, d- 63,5; 76,2; 88,9 и 101,6 мм.

Как показали расчёты при D_o6 = 152,4 и 203,2 мм и толщине ин­тервала перфорации h = 100 м максимальные потери давления при указанных выше диаметрах обсадных колонн и дебите Q = 2000 тыс.м7сут составляют соответственно АР = 2,01 и 0,75 ата. Допусти­мая погрешимость образцового манометра, используемого при иссле­довании скважин, составляет 5-= ±0,4 ат. При сравнительно неболь­ших депрессиях на пласт, что характерно для газовых скважин Тю­менской области (Сеноманская залежь), условие постоянства Р₃ в ин­тервале перфорации может привести к тому, что результаты исследо­вания не поддадутся обработке.

Ещё большие погрешности вносит условие постоянства забой­ного давления при толщине интервала перфорации h = 350 м. Здесь также особый интерес представляет скважина с диаметром обсадных колонн D_o6 - 152,4 и 203,2 мм. При фактических параметрах скважин, близких к параметрам скважин Оренбургского месторождения, т.е. D_o6 - 152,4 мм, дебите 0 <0<75О тыс.м^э/сут и отсутствии фонтанных труб в зоне фильтра разница в давлениях между нижней и верхней границей интервала притока составляет АР = 2,05 ата. Если скважина не обсажена обсадными колоннами (открытый забой), то для D_o$ ~

232

203,2 мм эта разница равна АР = 1,41 ата. В начальной стадии разра­ботки Оренбургского месторождения дебиты скважин в процессе ис­следования превышали 1000 тыс.м7сут, при этом разница в давлениях доходила до АР= 4,0 ата. Но эта разница при обработке результатов исследования не принималась во внимание, и считалось, что забойное давление на различных режимах имеет постоянное значение в интер­вале перфорации толщиной Ь = 350м.

Как показали расчёты, при диаметре фонтанных труб d=63,5 мм речь о постоянстве забойного давления может идти только при деби-тах до 200<2<300 тыс.м7сут. При больших дебитах изменение Р₃ от­носительно давления у верхней границы интервала перфорации Р_звер = 50 ата весьма существенны, и поэтому трубы с таким диаметром не приемлемы для эксплуатации скважин с дебитами свыше 300 тыс.м³/сут из-за больших потерь давления. Следовательно, о постоян­стве забойного давления, принимаемого для обработки результатов исследования таких скважин, не может идти речь.

Аналогичная картина наблюдается и при диаметре фонтанных труб d = 76,2 мм и дебите, превышающем Q = 500 тыс.м7сут. Как по­казали расчёты, при дебите Q =750 тыс.м7сут потери давления в фонтанных трубах длиной 50 м составляют АР = 3,85 ата.

При диаметре фонтанных труб d =88,9 мм разница давлений ме­жду башмаком фонтанных труб и верхней границей интервала пер­форации при дебите Q - 1000 тыс.м7сут составляет АР = 3,22 ата. Следовательно, для условия постоянства забойного давления, необ­ходимого для обработки результатов исследования, дебит скважины должен §ыть менее 1,0 млн.м7сут. В противном случае из-за больших погрешностей, допускаемых при принятии забойных давлений посто­янными, результаты исследований не поддадутся обработке. Как по­казали расчёты, за пределами башмака фонтанных труб, где газ дви­жется по обсадной колонне до нижней границы интервала перфора­ции, потери давления составляют незначительную величину и не пре­вышают АР₃=ДР₂ - АР]= 0,94 ата.

Аналогичные расчёты' по определению Р₃ и APj и АР₂ были проведены и при длине h_HKT = 75 м. Из результатов этих расчетов вид­но, что для фонтанных труб диаметром d = 63,5 мм даже при де­бите Q = 200 тыс.м7сут разность давлений составляет АР] = 1,26 ата, а при дебите 2,0 млн.м7сут доходит до APi = 60,94 ата, что делает не-

233