Газоконденсатных скважин

Технологические режимы эксплуатации газовых и

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 так же 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 так же проведением геолого-технических 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:

1. 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.

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

3. 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.

4. Режимом постоянного дебита, величина которого выбирается при отсутствии осложняющих факторов: прорыва подошвенных вод, разрушение пласта.

5. Режимом постоянной скорости фильтрации, выбираемым из условия выноса песка с забоя скважины и может поддерживаться достаточно долго независимо от изменения Q и забойного давления в процессе разработки.

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

7. Режимом постоянного устьевого давления, выбираемого при необходимости обеспечения сбора, осушки, очистки газа и его транспортировки по трубопроводам до ввода компрессорной станции.

8. 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 так же сохраняются условия избранного оптимального технологического режима, т.е. при Q_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.

Контроль за режимом эксплуатации скважин. 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 ДИКТа, специальные газодинамические исследования скважин коллектором «Надым-1», промыслово-геофизические исследования, а так же 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.