Осложнения в процессе эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин

Глава 8. Осложнения в процессе эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин.

Газовые и газоконденсатные залежи и месторождения характеризуются индивидуальными геологическими, термодинамическими особенностями, а также составом продукции скважин. Эти особенности вызывают определенные осложнения в процессе эксплуатации. На одних месторождениях происходит преждевременное обводнение скважин, на других – образование песчаных пробок, на третьих – образование соляных пробок и др. На ряде месторождений могут проявляться перечисленные и другие особенности в совокупности.

Предварительно возможные осложнения выявляются при разведке месторождений. При проектировании разработки предусматриваются мероприятия по предупреждению осложнений и их негативных последствий.

Рассмотрим основные осложнения, возникающие при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин.

8.1. Обводнение скважин.

8.1.1. Влияние вод на работу газовых скважин.

Причиной обводнения газовых скважин является прорыв подошвенных и контурных (пластовых) вод. Обводнение подошвенными водами происходит по мере разработки месторождения, поднятия зеркала воды – газоводяного контакта и локального поднятия зеркала воды – конусообразования под забоем скважины.

В ряде случаев появление воды связано с нарушением целостности конструкции скважин и прорывом так называемых “чуждых вод”, т.е. вод из вышележащих водоносных горизонтов.

Прорыв вод и их накопление на забое влияет на работу скважин, а именно, ведет к снижению дебитов газа, пластовые воды вызывают отложение минеральных солей в НКТ и интенсивную коррозию труб и оборудования.

Например, дебит скважины, вскрывшей пласт толщиной Н и полностью перекрытый столбом воды δ=Н значительно ниже дебита при отсутствии столба воды. Относительный дебит  равен:

                                                        (8.1.1)

где Q – дебит при наличии столба воды; Q_о – дебит при отсутствии столба воды.

                                                             (8.1.2)

, ρ_г, ρ_ж – соответственно плотности относительно газа, газа при Р_з и Т_з, жидкости (воды); φ – истинное газосодержание в интервале фильтра, среднее значение φ=0,8, при φ=1 – вся вода выносится.

При частичном перекрытии продуктивного пласта столбом жидкости при вертикальной проницаемости, близкой к нулю, относительный дебит скважины  равен

                                             (8.1.3)

На рисунке 8.1.1 представлены результаты расчета относительного дебита для продуктивного пласта толщиной Н=100 м в зависимости от депрессии на забое скважины. Из графика видно, что с уменьшением депрессии относительный дебит уменьшается.

Для борьбы с отрицательным влиянием накопления воды на забое скважины проводятся изоляционные работы (РИР – ремонтно-изоляционные работы), а также жидкость постоянно или периодически удаляется с забоя скважин.

8.1.2 Основные способы удаления воды с забоев скважин.

Удаление жидкости с забоев скважин обеспечивается следующими способами:

1) Поддержание скорости газа на забое скважины, обеспечивающей вынос жидкости.

Тернер с соавторами предложил две модели процесса удаления капелек жидкости с забоя скважин: движение пленки жидкости по стенкам труб и перенос капельной жидкости потоком газа. На основании расчетов по предложенным моделям и сравнении их с фактическими промысловыми данными пришел к выводу, что модель переноса капель жидкости дает результаты, практически совпадающие с промысловыми данными.

Критическая скорость выноса жидкости оказалась равной:

                                                                      (8.1.4)

В выражении (8.1.4) учитывается факт того, что для полного и надежного выноса жидкости скорость увеличена на 20%.

Для относительной плотности газа 0,6, температуры газа 15,6 ⁰С, а также для удаления воды плотностью ρ_в=1072 кг/м³, величиной поверхностного натяжения σ=60 мН/м формула принимает вид:

,  м/с                                                             (8.1.5)

Для газового конденсата σ_к=20 имН/м и ρ_к=720 кг/м³.

                                                                     (8.1.6)

Минимальный дебит, обеспечивающий вынос воды или углеводородного конденсата, равен:

, тыс.м³/сут                                                     (8.1.7)

где d – внутренний диаметр НКТ, м; Р_з, Т_з – забойное давление, МПа; температура, К; Z – коэффициент сверхсжимаемости при Р_з, и Т_з; V – критическая скорость выноса воды или конденсата, определяемые по (8.1.5) и (8.1.6).