г. Новый Уренгой – 2015

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ государственное образовательное бюджетное учреждение

высшего профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ЯМАЛЬСКИЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ ИНСТИТУТ (ФИЛИАЛ)

Кафедра технических дисциплин

Курсовой проект

Технологические режимы эксплуатации скважины при разработке месторождений газа.

Выполнила:
студентка 3 курса

направления 2200700.62

«Эксплуатация и добыча нефти и газа» ЭДГ(б)-12-1

Вердиева А.Г.

Руководитель от

филиала ТюмГНГУ:

асс. каф. ЕНОТД Антонова Е.Н.

г. Новый Уренгой – 2015

Содержание

Введение…………………………………………………………………………3

1. Технологические режимы эксплуатации скважины при разработке месторождений газа

1.1 Понятие технологического режима ………………………………...5

1.2 Виды технологических режимов…………………………………... 6

2.Расчетная часть…………………………………………………………….

2.1

2.2

Заключение ……………………………………………………………………..18

Список литературы……………………………………………………………..21

Введение

Выбор технологического режима работы скважин относится к числу наиболее важных решений,принимаемых при проектировании и в процессе их эксплуатации. Технологический режим работы наряду с типом скважин (вертикальная или горизонтальная)предопределяет их число и, следовательно, наземную обвязку,а в конечном счете- капиталовложения в освоение месторождения при заданном отборе из залежи.

Особую трудность вызывает обоснование технологического режима работы горизонтальных скважин, для которого требуется, 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.

Для обоснования режима работы проектных скважин необходимо учесть географические и метеорологические условия района расположения месторождения, тип, форму, размеры и режим залежи, глубину и последовательность залегания пластов, емкостные и фильтрационные свойства пористой среды, наличие гидродинамической связи между пропластками, параметр анизотропии по пропласткам, составы и свойства газа, конденсата, нефти и воды, параметры водоносного бассейна, тип воды (подошвенная или контурная), конструкция скважины, обвязку скважин, наличие многолетней мерзлоты в разрезе,устойчивость коллекторов, трещиноватость, направление трещин и т.д.

В каждом проекте разработки решается определенное число принципиальных и множество второстепенных задач. К таким принципиальным вопросам относятся системы разработки, размещения и тип скважин (вертикальная или горизонтальная).их технологические режимы, система сбора и подготовки скважинной продукции и т.д.

Придание определяющего значения технологическому режиму работы скважин оправдано тем, что основная его задача сводится к обоснованию дебита проектных скважин. В свою очередь, с дебитом скважин связаны число и обвязка скважин, что определяет отчасти экономические показатели разработки залежи. При выборе технологических режимов работы скважин проектируемого месторождения должны быть рассмотрены и выбраны наиболее оптимальные режимы для данного месторождения с учетом следующих критериев:

dp /dR= const-постоянный градиент давления,с которым должны эксплуатироваться скважины

∆р=Рпл(t)-Рз(t)= const- постоянная депрессия на пласт

Рз(t)=const -постоянное забойное давление

G(t)=const-постоянный дебит

Ру(t)=const-постоянное устьевое давлен

U(t)=const-постоянная скорость входящего потока

Для любого месторождения при обосновании технологического режима работы скважины следует выбрать один (очень редко два)из этих критериев.

Для выбора критериев технологического режима работы скважин сначала следует установить определяющий фактор или группы факторов для обоснования режима эксплуатации проектных скважин.

Технологические режимы эксплуатации скважины при разработке месторождений газа.

1.1 Понятие технологичекого режима.

Под технологическим режимом эксплуатации газовых (газоконденсатных) скважин понимается поддержание на забое скважин путем регулирования дебита или забойного давления условий, обеспечивающих соблюдение правил охраны недр и без аварийной эксплуатации скважин. В некоторых случаях, когда природные условия не налагают ограничений на величину дебитов скважин, отборы из скважин устанавливают исходя из технико-экономических расчетов или нужд потребителя. Так или иначе технологические режимы представляют собой ограничения, которые необходимо учитывать при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин. Некоторые технологические режимы эксплуатации скважин могут быть выражены математическими формулами (режимы поддержания на стенке скважины максимального допустимого градиента давления, режим допустимой депрессии на пласт, режим заданного дебита скважины и др.). Другие технологические режимы эксплуатации скважин основаны на определенных принципах, которые обусловливают ограничение величины дебита или забойного давления (технологические режимы, обеспечивающие равномерное продвижение границы раздела газ—вода, максимальную продолжительность безводной эксплуатации скважин и т. д.).Технологический режим эксплуатации скважин зависит от типа газовой залежи (пластовая, массивная), начального пластового давления и температуры, состава пластового газа, прочности пород газов вмещающего коллектора и других факторов. Он устанавливается по данным режимных исследований скважин с использованием специального подземного и наземного (поверхностные пород уловители, измерители интенсивности коррозии) оборудования и приборов (нейтронный, акустический, плотностный каротаж, глубинные дебитомеры, измерители давления и температуры).

В практике эксплуатации газовых скважин на различных месторождениях газ отбирают при следующих условиях на забое скважин.

1.2 Виды технологических режимов эксплуатации газовых скважин.

Одним из простейших (с точки зрения установления и поддержания в процессе разработки залежи) технологических режимов эксплуатации газовых скважин является:

а)Режим максимально допустимой депрессии на пласт.

Этот распространенный на практике режим математически записывается в виде

Pпл(t)-Pc(t)= 8

где рпл (t) — пластовое давление в районе некоторой скважины в момент времени t; pc (t) — забойное давление в той же скважине в момент времени t; 8 — допустимая депрессия на пласт.

До последнего времени этот технологический режим рекомендовался при эксплуатации скважин с рыхлыми коллекторами. При исследовании скважин на различных отборах устанавливается такая максимально допустимая депрессия на пласт, при которой еще не происходит разрушения забоя и выноса в скважину частиц породы продуктивного пласта [24].

При дальнейшей разработке месторождения и падении пластового давления забойное давление должно изменяться так, чтобы разница между рпл (t) и рс (t) все время не превышала допустимой депрессии б.

Режим максимально допустимой депрессии в условиях рыхлых

коллекторов, строго говоря, не является оптимальным. В подобных

случаях целесообразнее поддерживать на поверхности перфорационных каналов максимально допустимый градиент давления [29, 65],о чем будет сказано ниже. Даже в случае устойчивых коллекторов не любой дебит, а следовательно, не любая депрессия являются рациональными. Чем больше

дебиты скважин, тем меньше требуется их число для добычи запланированного количества газа. G увеличением дебита скважин увеличиваются потери давления в пласте, в скважине и в газосборных сетях. Следовательно, сокращается период эксплуатации установок

HTG без ввода источников искусственного холода, раньше требуется

вводить головную компрессорную станцию. Наиболее рациональная

величина депрессии на пласт при разработке залежи с устойчивыми

коллекторами определяется технико-экономическими расчетами. Так,

в результате технико-экономических расчетов для скважин Шебелинского месторождения была определена средняя оптимальная допустимая величина депрессии на пласт 30 кгс/см 2 [72].

При опасности образования гидратов в призабойной зоне пласта

(при низкой пластовой температуре) скважины эксплуатируются

при максимальной без гидратной депрессии на пласт (В. С. Смирнов).

При эксплуатации скважин, вскрывших рыхлые, неустойчивые коллекторы, разрушающая скелет пористой среды сила прямо пропорциональна градиенту давления. При фильтрации газа к скважине депрессионная воронка такова, что градиент давления достигает максимума на стенке скважины. Если силы сцепления меньше силы, возникающей при фильтрации газа, то скелет пористой среды разрушается. Наибольшему разрушению подвержена пористая среда, непосредственно примыкающая к скважине. Поэтому в условиях рыхлых коллекторов при эксплуатации необходимо поддерживать на стенке скважины

б)Максимально допустимый градиент давления.

Приведем математическую формулу для характеристики данного

технологического режима. Для простоты изложения будем писать ≪на стенке скважины≫, хотя правильнее было бы сказать ≪на поверхности перфорационных капалов≫.

При нелинейном законе сопротивления для скорости фильтрации газа имеем

dp/dr=−µ/k v+βpV² 1.1

Так как

V=−ϥPат/Fp и ρ=ρат P/Pат,

уравнение (1) записывается в виде:

dp/dr=µ/k gpат+β Pат g²Pат/F²p 1/2

В уравнениях (1) и (2) v — скорость фильтрации газа; р. — коэффициент,

характеризующий извилистость норовых каналов; д — дебит газовой скважины,

приведенный к атмосферному давлению и пластовой температуре; F — площадь фильтрации (F = 2nrh).

Разделим переменные в уравнении (2) и проинтегрируем в пределах:

по давлению р от рс до рк и по радиусу г от Rс до Rк. Получим1

P²к−P²c= µ Pат/ πkh ӏn Rк/Rс g+ β ρат Рат/2π²h²(1/Rc-1/Rк)g² 1.2

Учитывая, что RK >> Rc, окончательно имеем

P²к−P²c=µ Pат/πkh ӏn Rк/Rс g +β ρат Рат/2π²h² Rс * g² 1.3

Уравнение притока газа к забою скважины при нелинейном законе сопротивления записывается в виде:

r²к-rc=Ag+Bg² 1.4

Сопоставляя (3) и (4), получаем, то в случае совершенной скважины

µ/kh=Aπ/Pат ӏn Rк/Rс β=2Bπ²h²Rc/ρат Рат 1.5

С учетом (5) уравнение (2) представим в виде:

dp /dr=A/2r ρ Pат ӏn Rк/Rс g + B Rc/2r²p g².

Максимальное значение градиента давления получается у стенки скважины.

Приравнивая в полученном уравнении г = Rс и р = рс, имеем

Dp/dr│r=Rc=C=A/2Rc ӏn Rк/Rс *g/pc+B/2Rc g²/Pc,

Или окончательно

С=φg+ψg²/Pc 1.6

При установившейся фильтрации дебит газа q не зависит от координаты г

п поэтому он выносится за знак интеграла.

В уравнении (6)

φ=A/2Rc ӏn Rк/Rс φ=B/2Rc.

По результатам исследования скважины определяются максимальный дебит и соответственно такое минимальное значение забойного давления, при котором не происходит разрушения коллектора.

Вычисляются значения параметров ф и т|з. Найденные величины д,

рс, ф и г|) подставляются в (6) и определяется значение допустимого

градиента давления С на стенке скважины.

Уравнение (6) представляет собой математическую запись технологического режима поддержания на стенке совершенной скважины максимально допустимого градиента давления С (для случая эксплуатации скважины, вскрывшей рыхлый коллектор).

Это уравнение означает, что при эксплуатации скважины в условиях рыхлых

коллекторов изменение дебита скважины и забойного давления должно быть таким, чтобы соблюдалось тождественно условие (6).

Для несовершенной скважины вместо уравнения (6) имеем

С=φксg+ψксg²/Pc 1.7

Согласно уравнению (2),

φкс=µЗPат/kFc ψкс=βρатРат/F²c

Здесь Fc — площадь поверхности перфорационных каналов, через которые газ притекает в скважину.

Таким образом, в случае рыхлых коллекторов разрушение скелета пористой среды можно предотвратить установлением и поддержанием в процессе эксплуатации скважин соответствующего технологического режима. Оптимальным является технологический режим

Поддержания на стенке скважины максимально допустимого градиента давления.

Основные затруднения с применением данного режима определяются приближенностью вычисления коэффициентов ф, 1|з, фнс и i|jHC в уравнениях (6) и (7) из-за приближенного определения фактических степени и характера совершенства скважин.

Поэтому в условиях рыхлых коллекторов применяется и режим

допустимой депрессии на пласт.

Необходимо иметь в виду, что установление допустимого технологического режима эксплуатации скважин — не единственный способ борьбы с разрушением скелета пористой среды и выносом продуктов разрушения на поверхность.

В последнее время находят применение методы укрепления скелета пористой

среды при забойной зоны различными смолами. Другой путь предотвращения выноса песка — оборудование забоя скважин различными фильтрами. Применение фильтров можно рекомендовать, видимо для пластов небольшой мощности. В пластах большой мощности увеличивается опасность преждевременного обводнения скважин вследствие неоднородности по коллекторским свойствам отдельных пропластков и неравномерного дренирования их. Исследование скважин для установления характера дренирования и проведение работ по избирательной интенсификации затрудняются в скважинах, оборудованных фильтрами (Шебелинское месторождение).

При разработке месторождений природных газов происходит

падение пластового давления. В газоконденсатных месторождениях

падение давления приводит к выпадению в пласте конденсата.

В настоящее время считается, что большая часть выпавшего в пласте

конденсата практически не может быть извлечена. В определенной

мере это связано с окончанием разработки месторождения при некотором конечном допустимом пластовом давлении. При значительном содержании конденсата в газе потери конденсата можно сократить поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа или воды. При поддержании пластового давления для эксплуатационных скважин путем расчетов определяются и задаются значения забой-

ных давлений из условия сокращения потерь конденсата в пласте

(М. Т. Абасов, К. Н. Джалилов).

в) Режим постоянного забойного давления

При разработке газоконденсатных месторождений с активным водонапорным режимом также возможно поддержание требуемого забойного давления в скважинах для уменьшения потерь конденсата. Однако в большинстве подобных случаев отбор из месторождения будет с течением времени уменьшаться. При значительном содержании конденсата в газе раннее падение добычи из месторождения иногда может быть оправданным.

Следовательно, при разработке газоконденсатных месторождений допустимым технологическим режимом эксплуатации скважин можно считать режим заданного во времени забойного давления

Pз = Pз(t). (1.8)

Эта зависимость изменения во времени забойного давления определяется технико-экономическими расчетами. Частным случаем такого режима является режим допустимого постоянного во времени забойного давления

рз= const.

В ряде случаев технологические условия потребления газа, например местным потребителем, приводят к необходимости поддержания заданного во времени дебита скважин или заданного давления на устье скважин. Следовательно, условия потребления газа могут диктовать следующие технологические режимы эксплуатации скважин:

г)Режим заданного давления на устье скважины

Pу=Ру(t)

Технологический режим заданного давления на устье скважины

поддерживают исходя из требования дальнего транспорта газа по

магистральному газопроводу при отсутствии дожимной компрессорной станции или задержке ее строительства. Такой технологический режим эксплуатации скважин в течение определенного времени поддерживался на Северо-Ставропольском, Газлинском, Коробковском и на других месторождениях. Технологический режим заданного во времени дебита скважин встречается при разработке небольших по запасам месторождений,

когда пробуренное число скважин превышает потребное их число.

Тогда плановый отбор газа из месторождения в течение определенного времени обеспечивается имеющимся числом эксплуатационных скважин.

Трудности разбуривания месторождений с большим этажом газоносности (Вуктыл) при пониженных пластовых давлениях или трудности освоения месторождений в суровых климатических условиях (Тюменская область) приводят к необходимости максимального сокращения сроков разбуривание месторождения — до окончания периода постоянной добычи газа. Тогда при проектировании разработки исходят из условия эксплуатации скважин при постоянных дебитах (в этом случае месторождение должно быть разбурено к началу периода постоянной добычи газа).

В последнее время для месторождений с низкой пластовой температурой допустимый дебит скважин определяется из соображений безгидратной их эксплуатации (Ю. П. Коротаев, Б. Л. Кривошеий).

Газовые и газоконденсатные скважины при наличии жидкости на забое рекомендуется эксплуатировать при таких дебитах, которые не меньше минимально необходимых для удаления жидкости с забоев (Р. Тэрнер, М. Хаббард, А. И. Ширковский и др.).

А. А. Абрамяном показано, что при определенных скоростях (11 м/с) движения по колонне насосно-компрессорных труб газа, содержащего углекислоту, наблюдается эрозионно-коррозионное разрушение муфтовых соединений труб. Поэтому, например, на месторождении Шатлык эксплуатация скважин предусматривается прискоростях движения газа по насосно-компрессорным трубам, не превышающих предельно допустимые.

В ряде исследований в качестве условия, ограничивающего дебит скважины, рассматривается возможность вибрации наземного оборудования, что может приводить к усталостному разрушению арматуры (Е. В. Левыкин, Н. В. Черский).

Месторождения природных газов очень часто подпираются контурными или подошвенными водами. При разработке месторождений по мере падения пластового давления происходит продвижение границы раздела газ—вода, т. е. внедрение воды в газовую залежь.

Неоднородность пласта по коллекторским свойствам, разно дебитность скважин приводят к неравномерному движению границы раздела газ—вода как по площади залежи, так и по мощности пласта.

Это может привести к преждевременному обводнению скважин, оставлению целиков газа, невыработанности пропластков и т. д.

Для повышения газоотдачи следует применять методы регулирования

движения границы раздела газ—вода.

Регулировать движение границы раздела газ—вода можно, в частности, соответствующим распределением заданного отбора газа из залежи по отдельным скважинам. В этом случае допустимые дебиты получаются в результате решения задачи регулирования движения границы раздела газ—вода. В настоящее время решения (и даже приемлемой формулировки) такой задачи еще не найдено.

Внедрение воды в газовую залежь определяется работой всей системы эксплуатационных скважин. При эксплуатации скважин в пласте образуются депрессионные воронки. Если скважины расположены в водоплавающей части месторождения, то образование депрессионных воронок вокруг скважин может привести к локальному движению границы раздела газ—вода, т. е. к образованию (под скважиной) конуса подошвенной воды. Считается, что поддержание определенного допустимого дебита скважины может привести к образованию стационарного конуса и предотвратить обводнение скважины за счет конусообразования.

Разработка теории стационарного конуса была начата М. Маскетом и Р. Д. Виковым [45]. Авторы, пренебрегая влиянием конуса на распределение давления в пласте, использовали решение задачи относительно притока жидкости к несовершенной скважине с не проницаемыми кровлей и подошвой пласта. При этом завышенное значение предельного безводного дебита нефти определяется из условия, чтобы градиент давления на вершине конуса удовлетворял следующему неравенству

ðp/ðx<ρ 1.11

И. А. Чарный предложил универсальные кривые для определения

указанным методом М. Маскета завышенных (по сравнению с истинными) значений безводных дебитов нефти и метод определения заниженных значений этих дебитов.

В дальнейшем проблеме стационарного конуса при эксплуатации нефтяных скважин было посвящено значительное число исследований [68].

Исследование предельного безводного дебита и предельной безводной депрессии для газовых скважин при наличии подошвенной воды было проведено Б. Б. Лапуком и С. Н. Кружковым с учетом допущения М. Маскета о малом влиянии конуса подошвенной воды на распределение давления в газоносном пласте. При этом учитывалось и влияние характерных особенностей кривых распределения давления газа в пласте.

В работах Б. Б. Лапука, А. Л. Брудно, Б. Е. Сомова, А. П. Телкова приводятся универсальные графики для расчета предельного безводного дебита и формулы для определения безводной депрессии в нефтяных и газовых скважинах с двойным несовершенством.

Графики получены на основе решения задачи о конусе подошвенной воды в стационарной постановке при учете влияния конуса на распределение давления в газовой (нефтяной) части пласта за пределами радиуса г = z (где z — расстояние от кровли пласта до поверхности конуса). В отмеченных работах приводится метод расчета предельной безводной депрессии при нелинейном законе фильтрации газа в пласте. М. Т. Абасовым и К. Н. Джалиловым [1] исследовалось влияние экранов и неоднородности пласта на предельный безводный дебит.

Современная теория стационарного конусообразования является приближенной из-за сложности самой проблемы. Этой сложностью объясняется и существование мнения о невозможности стационарного конусообразования. При этом выдвигаются следующие доводы.

Условие (11) может быть критерием отсутствия движения воды лишь тогда, когда подошвенная вода, находящаяся под скважиной, не обладает упругим запасом, является неподвижной (≪мертвой≫). На практике

водоносные бассейны, к которым приурочены нефтяные и газовые месторождения, имеют большой упругий запас, обеспечивающий не только локальный, но и общий подъем ≪зеркала≫ подошвенных или краевых вод. Следовательно, даже небольшое изменение давления, вызванное работой скважины, приводит к проявлению действия упругих сил водоносного пласта, к подъему конуса воды под забоем скважины вне зависимости от выполнения или невыполнения условия (11) на границе раздела. Тем более сказанное справедливо при разработке нефтяных и газоконденсатных месторождений с законтурным заводнением.

При разработке газовых залежей, даже если пласт и подошвенная вода не

Обладает упругим запасом (например, при наличии в залежи ≪карманов≫, заполненных водой), неравенство (11) не является условием отсутствия движения подошвенной воды. В данном случае носителем упругой энергии, за счет которой образуется конус, является газ.

Из сказанного делается вывод, что дебит скважины (депрессия) не является ограничивающим фактором обводнения газовых скважин подошвенными водами. Это означает, что конусообразование нельзя рассматривать, как стационарный.Процесс и обводнение скважин конусом воды — явление естественное и, в принципе, неизбежное.

Методы расчета теории нестационарного конусообразования не нашли еще широкого распространения. Объясняется это, в частности, сложностью получения информации об изменении параметров пласта под забоем скважины. Кроме того, известные решения основываются на тех или иных упрощающих допущениях.

Однако на практике обводнение скважин подошвенными водами,

видимо, наблюдается редко вследствие анизотропности,неоднородности пласта по мощности и наличия глинистых пропластков.

Неоднородность пласта по мощности, глинистые пропластки приводят

к тому, что скважины обводняются не в результате конусообразования, а в результате продвижения воды к забоям скважин по отдельным наиболее дренируемым пропласткам. Обводнение скважины (в результате поступления воды по нижним пропласткам) часто можно ошибочно объяснить конусообразованием. Обводнение скважин вследствие образования конусов вполне возможно в условиях трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторов.

Наиболее реальным является механизм обводнения скважин за счет

продвижения воды по отдельным пропласткам, а не за счет конусообразования (даже в месторождениях, подстилаемых подошвенной водой). Поэтому не вполне обосновано опасение располагать скважины и в водоплавающих зонах газовых месторождений.

д)Режим постоянного устьевого давления.

Этот режим выбирается, как правило,на непродолжительный срок,причем не сначала разработки месторождения. Использование режима

Ру =const

всегда связано с необходимостью некоторое время поддерживать такое давление, при котором работой системы осушки газа будет обеспечивать требуемая кондиция газа. Такая ситуация возникает при несвоевременном вводе в эксплуатацию дожимных компрессорных станций.Применение этого режима приводит к снижению дебита проектных скважин ниже проектных. Подобная ситуация возникает почти на всех месторождениях и приводит к временному уменьшению отбора газа из месторождения,не предусмотренному проектом.

Кроме перечисленных критериев принято прогнозировать температурный режим работы скважин. Этот режим в качестве критерия требует,чтобы

Рз<Pр и Тз >Тр(Pp и Tp

давление и температура гидратообразования), что равносильно исключению возможности образования гидратов в призабойной зоне пласта, и

Рз <Ру и Tз >Tp

что равносильно исключению возможности образования гидратов в стволе скважины. Обычно температурный режим определяется как второстепенный после выбора одного из шести рассмотренных ранее режимов. Отчасти это связано с тем, что ограничения,вызванные возможностью образования гидратов, могут быть легко сняты путем ингибирования скважин против гидратообразования.

е) Режим постоянной скорости.

Режим постоянной скорости потока по стволу скважины, в особенности в интервале перфорации,используется для обеспечения выноса примесей,поступающих на забой вместе с газом. Этот режим должен использоваться для двух участков: в интервале перфорации и в устье скважины. При постоянной скорости потока обеспечивается весьма низкая интенсивность коррозионно- эррозионного разъедания фонтанных труб в случае отсутствия защитных ингибиторов.

Низкая скорость у интервала перфорации,достаточная для удаления примесей, должна составлять u=5 м/с. Ниже этой скорости существует опасность образования пробки. Максимальная скорость ближе к устью скважины должна равняться u≤11 м/с. При этой скорости интенсивность разъедания труб значительно ниже,чем при скоростях больше 11 м/c. Таким образом,с точки зрения технологии эксплуатации скорость движения потока по стволу должна составлять 5≤≤11 м/с. С позиции потерь давления по стволу и минимальной коррозии желательно иметь по всей длине ствола скорость равную 5м/c,однако при этом требуются соответсвующие,сравнительно большие диаметры обсадных колонн и фонтанных труб.

2. Расчетная часть

Заключение

Итак, для определения и обоснования технологических режимов

эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, следует учитывать те или иные ограничивающие природные факторы. Однако при учете любого ограничивающего фактора необходимо стремиться к достижению наибольших дебитов скважин. Величины же дебитов определяют в конечном счете потребное число скважин и оптимальные технико-экономические показатели систем разработки месторождения и обустройства промысла.

Пусть, например, разрушение коллектора некоторого месторождения

происходит при депрессии на пласт 10 кгс/см*. При данной депрессии могут быть получены самые различные дебиты в зависимости от способов вскрытия и освоения газовых скважин.

В практике известно много примеров отрицательного влияния на продуктивную характеристику скважин глушения их глинистым раствором и перфорации скважин, заполненных жидкостью. Среди способов увеличения продуктивной характеристики скважин могут быть названы перфорация в газовой среде и гидропескоструйная перфорация скважин. Имеются многочисленные примеры неудовлетворительной очистки стенок скважин от глинистой корки и, следовательно, не приобщённой к дренированию значительной части разреза. Эффективным может быть применение много цикловых исследований скважин, работ по интенсификации притока газа к забоям скважин, включая специальные обработки их с целью удаления глинистой корки. Приобщение к дренированию всего разреза скважин имеет огромное значение не только для достижения максимальных дебитов, но и для предотвращения преждевременного обводнения скважин. Для контроля со степенью дренирования разреза скважин можно применять дебитометрию и термометрию, а также акустические исследования интервала перфорации.

Однако принцип минимального потребного числа скважин, но может быть

критерием рациональности разработки месторождений природных газов.

На начальных этапах разработки газоконденсатных месторождений Краснодарского края минимальное число скважин было достигнуто 8а счет вскрытия в скважинах всего нижнемелового продуктивного комплекса пород. Впоследствии это привело к преждевременному обводнению скважин, к осложнению процесса разработки месторождений, добуривание значительного числа новых скважин с выделением отдельных объектов эксплуатации и т. д__

Список литературы

1. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: учеб.пос. для студ. учреждений высш.проф.образования /К.М.Тагиров.-М.: Изд.центр «Академия».-2012.-336 с.

2. Лапук, Б.Б. и Закиров, С.Н.:- Проектирование и разработка газовых месторождений / под.общ.ред.проф.Ю.П.Коротаева.-изд. «Недра».-Москва,[ 1974]