Установление режима работы газовой скважины

Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин устанавливается при проектировании раз­работки месторождения.

Режим эксплуатации газовой и газоконденсатной скважины должен обосновываться с учетом ряда факторов:

- возможности деформации и разрушения призабойной зоны пласта в процессе эксплуатации;

- образования песчано-жидкостной пробки на забое;

- подтягивания конуса подошвенной воды (нефти при на­личии нефтяной оторочки);

- образования гидратов и коррозии оборудования;

- выпадения и частичного выноса конденсата из приза­бойной зоны;

- обводнения продукции скважины и отложения солей;

- особенностей конструкции скважинного оборудования и обвязки скважин и других факторов;

При установлении технологического режима эксплуатации используются данные, накопленные в процессе поиска, раз­ведки и опытной эксплуатации месторождения. Эти данные формируются по результатам геологических, геофизических, газогидродинамических, газоконденсатных исследований и ла­бораторного изучения образцов коллекторов (керна, шлама), а также находящихся в них углеводородных жидкостей и газа.

На стадии освоения скважин и начальной стадии разработ­ки месторождения устанавливаемый тех. режим эксплуатации должен обеспечить оптимальный дебит скважин при заданных геолого-промысловых и технических характеристиках пласта и скважины.

Поскольку в процессе эксплуатации характеристики пласта и скважин изменяются, то и технологический режим должен быть изменен с учетом этих факторов. Изменения техноло­гического режима обусловлено также проведением геологотехнических мероприятий, направленных на увеличение про­изводительности скважин, ремонтно-профилактических работ, нередко приводящих к снижению этой производительности.

Многочисленные факторы, предопределяющие выбор того или иного технологического режима работы скважин, обуслав­ливаются:

- режимом постоянного градиента давления (дополнитель­ной депрессии) на забое, применяемым при эксплуатации слабосцементированных, легко деформируемых пластов. Градиент давления в условиях разрушения пласта выбирается таким, при котором коллектор не разрушается или разрушение охватывает лишь небольшую призабойную зону пласта;

- режимом постоянной депрессии на пласт при отсутствии опасности разрушения пласта, гидратообразования и подтяги­вания подошвенной воды, устанавливаемым с целью получения максимального дебита газа из скважины;

- режимом постоянного забойного давления, принимаемого за основной критерий в том случае, когда дальнейшее сниже­ние приводит к выпадению в призабойной зоне конденсата и ухудшению параметров этой зоны;

- режимом постоянного дебита, величина которого вы­бирается при отсутствии осложняющих факторов: прорыва подошвенных вод, разрушение пласта;

- режимом постоянной скорости фильтрации, выбираемым из условия выноса песка с забоя скважины и может поддер­живаться достаточно долго независимо от изменения дебита и забойного давления в процессе разработки;

- безгидратным режимом (температурным) работы скважи­ны, выбираемым в условиях возможного гидратообразования в пласте и стволе скважины. Этот режим легко поддается регули­рованию путем ввода ингибиторов гидратообразования;

- режимом постоянного устьевого давления, выбираемого при необходимости обеспечения сбора, осушки, очистки газа и его транспортировки по трубопроводам до ввода компрессорной станции;

- режимом постоянной скорости потока в стволе скважины в условиях коррозии, устанавливаемого в зависимости от интенсивности коррозионных процессов на скважинах, в продукции которых имеются агрессивные компоненты.

В зависимости от выбранного определяющего фактора или их сочетания в качестве оптимального технологического режи­ма выбирается один из перечисленных режимов для проекта разработки месторождения.

Максимально допустимый дебит (МДД) скважины - мак­симальный дебит, при котором еще соблюдаются условия из­бранного оптимального технологического режима эксплуатации скважины, т.е. при котором еще не наступает разрушение (призабойной зоны) пласта, подтяжка подошвенных вод, гидратный режим работы скважин и т.д.

Минимально необходимый дебит (МНД) - дебит скважи­ны, при котором также сохраняются условия избранного оптимального технологического режима, т.е. при О _раб< Q_мнд, уже не обеспечиваются скорости фильтрации и потока в башмаке НКТ, позволяющие выносить песок с забоя скважины, нарушается оптимальный температурный режим ее работы.

Кроме факторов, связанных с характеристикой пласта и со­держащихся в нём углеводородов, на технологический режим эксплуатации влияют:

- диаметр скважины (т.е. эксплуатационной колонны);

- устанавливаемое забойное оборудование;

- возможное отложение солей;

- изменения, вносимые в систему сбора, осушки и очистки газа в процессе разработки и в параметры ее работы (этой си­стемы);

- изменения технико-экономических показателей разра­ботки залежи, т.е. экономических расчетов и экономическое обоснование того или иного технологического режима экс­плуатации.

Для обеспечения нормальной эксплуатации газовых сква­жин согласно выбранному оптимальному технологическому режиму требуется осуществлять контроль за режимом их работы на устье. В этих целях проводятся стандартные газоди­намические исследования скважин методом установившихся режимов фильтрации с помощью ДИКТ а, специальные газо­динамические исследования скважин устройством «Надым-1»,

промыслово-геофизические исследования, а также ежемесячные замеры рабочих параметров (Р и Т) скважин, ежеквартальные замеры Рст, с последующим расчетом Рпл.

Кроме того, в практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений РФ, для контроля над режимом рабо­ты скважин применяются различные устьевые контрольные установки, обеспечивающие определение дебита скважины во время ее эксплуатации и проводимых газодинамических иссле­дований, контроля над содержанием механических примесей в продукции и других параметров.

Например: блочный комплект «Сокол-2», устройство «ре­жим ППА-2», «Поток», «Поток-4» и т.д.