Обоснование и выбор технологического режима работы скважин при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений

10. ОБОСНОВАНИЕ И ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА

 РАБОТЫ СКВАЖИН ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ

                       И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ     

10.1. Общие замечания

Технологический режим работы проектных скважин относится к числу наиболее важных решений, принимаемых проектировщиком. Технологический режим работы наряду с типом скважины (вертикальная или горизонтальная) предопределяет их число, следовательно, наземную обвязку, а, в конечном счете, капвложение на освоение месторождения при заданном отборе из залежи. Трудно найти проблемы при проектировании, которая имела бы как технологический режим многовариантное и сугубо субъективное решение. В большинстве случаев отсутствуют какие либо обоснованные критерии, превышение которых было бы нецелесообразно. Позже на примере обоснования технологических режимов работы в условиях разрушения призабойной зоны и наличии возможности обводнения скважин подошвенной водой будет показано насколько условны, принимаемые критерии технологических режимов работы скважин.

Особую трудность вызывает обоснование технологического режима работы горизонтальных скважин. Для обоснования технологического режима требуются: как минимум два главных элемента: результаты специальных  исследований, проведенных для обоснования режима работы скважин при стационарных режимах фильтрации; теоретические основы процессов, происходящих в пласте в условиях деформации, разрушения пласта, образования пробки, обводнения подошвенной водой, коррозии и т.д., достоверно описывающих (если это возможно) эти процессы. Низкая степень обоснованности технологических режимов в основном связан тем, что для большинства факторов такие теоретические основы в настоящее время практически отсутствуют, а имеющиеся теоретические основы весьма далеки от описания истинных процессов, происходящих в пласте и в стволе скважины. От этого и в настоящее время в разных проектах разработки, выполненных различными организациями, выбранные технологические режимы различаются даже при одинаковых геологических условиях. Ниже будут рассмотрены наиболее приемлемые рекомендации по обоснованию технологических режимов работы скважин при возможной деформации призабойной зоны, разрушения пласта, образования пробки, обводнения подошвенной водой и коррозии скважинного оборудования.

В определенной степени из-за благоприятных физических параметров газа, вопросу научно обоснованной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин не уделялось должное внимание, как на другие наукоемкие проблемы освоения газовых месторождений. В имеющихся проектах разработки газовых месторождений коэффициент эксплуатации скважин, хотя и принимается равным 0,7¸0,83  фактически, всегда он очень близок к единице. В этих проектах разработки в весьма обтекаемой форме отмечается, что  необходимо изменить технологический режим работы скважин в процессе разработки. На газодобывающих предприятиях формально режим эксплуатации скважин ежеквартально контролируется и переутверждается, даже Газпромом. Однако контроль за режимом работы ведется формально. Трудно назвать пример, обоснованного технологического режима работы в действующих газовых месторождениях, учитывающий: конструкцию скважины (вскрытие пласта, способ вскрытия, наличие хвостовика, пакера, клапанов отсекателя, ингибирования, глушения, конструкции арматуры, переходников), устойчивости газоносных пластов к разрушению, весьма существенного фактора для обоснования режима скважин, вскрывших сеноманскую залежь месторождений Севера Тюменской области,  наличие зоны многолетней мерзлоты в окружающий ствол скважины среде, многослойности и неоднородности залежей, последовательности залегания пропластков с различными емкостными и фильтрационными параметрами, наличие конденсата в газе, наличие нефтяной оторочки и воды (подошвенной или контурной), влияние продолжительности работы фонтанных труб и жидких компонентов на потери давления по стволу во времени, увеличение жидкости к концу разработки месторождения, кустового расположения скважин, отложение солей в призабойной зоне и на поверхности фонтанных труб и другого скважинного оборудования, подключения скважин в общий коллектор с различными давлениями и температурами газа и т.д.

В целом, в  имеющихся проектах  и рекомендациях выделяется три тенденции в обосновании технологических режимов работы газовых и газоконденсатных скважин:

1.Режим работы скважины должен соответствовать 10¸25 процентному значению свободного дебита скважин (такой режим был использован на некоторых месторождениях США).

2.Режим работы должен соответствовать линейной зависимости между градиентом давления и скоростью фильтрации, т.е. условию, когда уравнение притока газа описывается законом Дарси для газа, с целью экономии энергии газа в процессе разработки («энергосберегающий» дебит).

3.Режим эксплуатации каждой скважины должен обосноваться с учетом возможности деформации, разрушения призабойной зоны, образования песчано-жидкостной пробки в пределах интервала перфорации, образования конуса подошвенной воды (нефти при наличии оторочки), гидратов в призабойной зоны и в стволе, коррозии оборудования, многослойности и неоднородности по параметрам и по устойчивости каждого пропластка, конструкции скважины, давления насыщения, отложения солей, обвязки скважин и т.д.

Выбор первого способа для обоснования технологического режима работы скважин лишен практически теоретических основ, так как этот метод не учитывает механических и упругих свойств пористой среды, наличие и близость подошвенной воды, возможность скважины при выбранном дебите обеспечить вынос примесей и минимальные потери давления, соответствие давления при выбранном дебите к давлению коллектора, к которому подключены другие скважины.

Выбор второго способа для обоснования технологического режима работы скважин не приемлем, прежде всего, потому, что в реальной пористой среде из-за ее макронеоднородности по фильтрационным свойствам при любом дебите имеет место линейная и нелинейная зависимости одновременно. Для того, чтобы во всех каналах имело место закон Дарси, пористая среда должна быть идеальной, т.е. иметь одинаковые по форме и размерам фильтрационные каналы. В работе [10] на примере реальных скважин показано, что при любом режиме в пористой среде в зависимости размеров каналов имеет место и линейная и квадратичная зависимость   между градиентом давления и скоростью фильтрации. Только доля каждого из этих составляющих зависит от фильтрационных свойств пористой среды. Использование этого метода приводит к резкому повышению роста числа скважин, ухудшает экономические показатели разработки, осложняет работу скважин с точки зрения выноса примесей, поступающей на забой вместе с газом. Этот метод неприемлем еще и потому, что при значительных пластовых давлениях, как, например: на Карачаганакском, Астраханском, Оренбургском и др. месторождениях в любом случае требуется снизить давление на устье скважины до 12¸16 МПа (максимальное давление аппаратов по подготовке газа), на которых теряет смысл условие «энергосберегающий».

Таким образом, для проектировщика остается как наиболее объективный