Содержание к диссертации
Введение 7
Общая характеристика работы 10
Глава 1. СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ 18
1.1. Краткий обзор работ по газогидродинамическим методам исследования газовых скважин 18
1.2. Краткий обзор работ по выбору технологического режима эксплуатации газовых скважин 25
1.3. Обоснование темы диссертационной работы 34
Глава 2. РАЗВИТИЕ ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ПОЛУЧЕНИЯ ИНФОРМАЦИИ, НЕОБХОДИМОЙ ДЛЯ УСТАНОВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН 38
2.1, Задачи и методы исследования газовых и газоконденсатных пластов и скважин 38
2.2, Усовершенствование методов определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений при стационарных режимах фильтрации 44
2.2.1, Определение насыщенности порового пространства выпавшим в пласте конденсатом 44
2.2.2. Экспериментальные исследования фильтрации газоконденсатной смеси на модели пласта 53
2.2.2.1, Фильтрация газоконденсатной смеси в пористой среде 54
2.2.2.2, Экспериментальная установка для изучения влияния выпавшего в пласте конденсата на коэффициенты фильтрационного сопротивления ,,,,,...56
2.2.2.3, Обработка результатов 62
2.2.2.4, 0 переходе от опытов на модели к натурным условиям 69
2.2.2.5, Влияние содержания конденсата в газе, выпавшего в при забойной зоне на коэффициенты фильтрационных сопротивлений , .75
2.2.2.6, Влияние выпавшего в при забойной зоне конденсата на коэффициенты фильтрационных сопротивлений в пластах
с различной характеристикой 83
2.3. Определение коэффициентов фильтрационных сопротивлений пластов с длительной стабилизацией забойного давления и дебита 90
2.4. Методика определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений по данным эксплуатации скважин 95
2.5. Усовершенствование методов исследования газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации , 115
2.5.1. Влияние неоднородности пласта на параметры, определяемые по кривым восстановления и стабилизации давления 120
2.5.2. Влияние депрессии на пласт на параметры, определяемые по кривым восстановления давления 142
2.5.3. Влияние стабилизации температуры после остановки скважины на кривые восстановления давления 149
2.5.4. Влияние столба жидкости в стволе газоконденсатной скважины на кривую восстановления давления 158
Выводы 167
ГАЗОГВДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ОБОСНОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ И ГА30К0Н ДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН 171
Глава 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ НЕСОВЕРШЕНСТВА ГАЗОВЫХ СКВАЖИН, ВСКРЫВШИХ ИЗОТРОПНЫЕ, АНИЗОТРОПНЫЕ И НЕОДНОРОДНЫЕ ПЛАСТЫ НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ 171
3.1. Состояние изученности влияния несовершенства газовых скважин на их производительность при линейном законе фильтрации газа 171
3.2. Теоретические исследования влияния несовершенства газовой скважины, вскрывшей изотропный и анизотропный пласты на ее производительность 179
3.2.1. Оценка точности определения коэффициентов несовершенства при нелинейном законе фильтрации газа 179
3.2.2. Об одном общем свойстве продуктивности несовершенных скважин, вскрывших анизотропные пласты 185
3.2.3. Влияние анизотропии и многопластовости на производительность несовершенных газовых скважин ,,...190
3.3. Экспериментальные исследования влияния несовершенства по степени вскрытия на производительность газовых скважин, вскрывших изотропные, анизотропные и неоднородные по толщине пласты ,,, 195
3.3.1. Экспериментальное исследование влияния несовершенства газовой скважины по степени вскрытия изотропного пласта на ее продуктивность и определение коэффициентов несовершенства С иС 199
3.3.2. Экспериментальное исследование влияния несовершенства газовой скважины по степени вскрытия анизотропного пласта на ее продуктивность и определение коэффициентов несовершенства С иС 203
3.3.3. Экспериментальное исследование влияния несовершенства газовой скважины по степени вскрытия неоднородных пластов на ее производительность и определение коэффициентов несовершенства С и Сг 2 3.4. Об оптимальном вскрытии газоносных пластов многопластовых газовых месторождений 215
3.5. Влияние характера вскрытия на производительность газовых скважин 221
3.6. Экспериментальные исследования влияния характера вскрытия на производительность газовых скважин, вскрывших изотропные и анизотропные пласты 233 Выводы 239
Глава 4. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ДЕФОРМАЦИИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НА
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 241
4.1. Деформация пласта в при забойной зоне и ее влияние на производительность газовых скважин 241
4.2. Связь деформации при забойной зоны с образованием песчано-жидкостных пробок и несовершенством скважин 242
4.3. Влияние песчаной пробки или столба жидкости на производительность газовых скважин 255
4.4. Влияние депрессии на образование песчаной пробки или столба жидкости на забое газовых скважин 265
4.5. Влияние диаметра и глубины спуска фонтанных труб на процесс образования пробки 272
4.5.1. Глубина спуска фонтанных труб 277
4.6. Экспериментальные исследования процесса пробкообразования и его влияние на производительность газовых скважин 288
4.6.1. Влияние высоты песчаной пробки на производительность
скважин 290
4.6.2.. Влияние дебита (депрессии) на высоту песчаной пробки 292
Выводы 297
Глава 5. ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА. ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН, ВСКРЫВШИХ ПЛАСТЫ С ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ 300
5.1. Приближенные методы определения безводного дебита газовых скважин, вскрывших изотропные и анизотропные пласты с подошвенной водой 300
5.1.1. Линейное изменение толщины изотропного газоносного пласта 302
5.1.2. Гиперболическое изменение толщины изотропного газоносного пласта 306
5.1.3. Гиперболическое изменение толщины анизотропного газоносного пласта 308
5.1.4. Учет изменения положения контакта газ-вода в процессе разработки газовых месторождений 3
5.1.4.1. Определение Q изотропного пласта 313
5.1.4.2. Определение Q анизотропного пласта 317
5.2. Методы увеличения предельного безводного дебита газовых скважин 320
5.2.1. Увеличение Опп путем отыскания 320
5.2.2. Аналитический способ определения 321
Графоаналитический способ определения h 322
Определение /? на стадии проектирования газовых и газоконденсатних месторождений 323
Изменение /7 в процессе разработки залежи 324
Увеличение Q газовых скважин путем создания искусственного непроницаемого экрана 325
Определение размеров непроницаемого экрана 330
Приближенное решение задачи об одновременном притоке газа и подошвенной воды к газовой скважине 334
Определение дебита подошвенной воды при обводнении изотропного пласта 340
Определение дебитов газа и воды обводненной подошвенной водой скважины, вскрывшей анизотропный пласт 343
Выводы • 347
ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПРИ НАЛИЧИИ В СОСТАВЕ ГАЗА КОР Р03И0НН0-АКТИВНЫХ КОМПОНЕНТОВ 350
Коррозия скважинного и промыслового оборудования и ее влияние на режим эксплуатации скважин 350
Влияние углекислого газа и сероводорода 351
Влияние воды 354
Влияние скорости потока 355
Установление технологического режима эксплуатации скважин при наличии в газе коррозионно-активных компонентов , 358
Влияние атомарной ртути на технологический режим эксплуатации газовых скважин 362
Выводы 385
Изменение технологического режима эксплуатации скважин в процессе разработки месторождения 389
Рекомендации по выбору технологического режима и контролю за ним 397
Заключение 404
Список использованной литературы 410
Введение к работе
Решениями ХХУ1 съезда КПСС предусмотрено ускоренное развитие газовой промышленности СССР в XI пятилетке и доведение объема добычи газа в 1985 году до (&0 млрд. м . Одним из основных условий успешного выполнения поставленной задачи и повышения эффективности добычи газа является ускорение темпа развития научно-технического прогресса и реализация его достижений в газовой промышленности, Іациональная система разработки газовых и газоконденсатных месторождений может быть достигнута путем научно-обоснованного управления движением газа в системе "пласт-газосборные пункты" с учетом особенностей залежи, скважин и наземных сооружений. Структура капитальных затрат на освоение и ввод в разработку газовых месторождений показывает, что значительная часть средств расходуется на скважины, необходимое число которых определяется проектом разработки. Число скважин зависит от геологической характеристики залежи, объема добьии газа, неравномерности его потребления, а также от технологического режима их эксплуатации.
Под технологическим режимом эксплуатации понимается научно-обоснованный характер изменения во времени дебита газовых и газоконденсатных скважин с учетом влияния геолого-технических факторов, закона об охране окружающей среды и природных ресурсов и позволяющий с высокой надежностью обеспечить запланированный объем добычи газа при минимальных затратах. Технологический режим эксплуатации скважин выражается математическими формулами и используется при проектировании разработки газовых месторождений как одно из уравнений системы, решение которой позволяет определить основные показатели разработки залежи.
Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин обосновывается и выбирается на основании данных, накопленных к моменту составления проекта разработки залежи по результатам исследований скважин и образцов пористой среды и свойств насыщающих ее жидкостей и газов. Дальнейшее развитие различных методов получения качественной информации о пласте, в частности, газо-гидродинамических методов исследования скважин является одним из основных путей повышения обоснованности устанавливаемого технологического режима эксплуатации газовых и гаэоконденсатных скважин. В определенной степени развитие новых методов испытания скважин и их практическое внедрение зависит от повышения точности технических средств измерения давления, температуры, плотности газа, наличия влаги и конденсата в газе, параметров пористой среды и др.
На технологический режим эксплуатации скважин влияет множество взаимодействующих факторов, в частности:
- географические и метерологические особенности района расположения месторождения, наличие слоя многолетней мерзлоты, форма, тип, размеры и режим залежи, емкостные и фильтрационные параметры пластов, глубина и последовательность их залегания, наличие гидродинамической связи между пропластками, запасы газа, конденсата, нефти (при наличии нефтяной оторочни), наличие и активность подошвенной и краевой вод;
- условия вскрытия пласта, свойства промывочной жидкости, степень загрязнения призабойной зоны буровым раствором, устойчивость пластов к разрушению, влияние изменения давления на параметры пласта, водогазонефтенасыщенность пластов, давление и температура газа, совершенство скважин по степени и характеру вскрытия пласта;
- состав газа, конденсата, нефти (при наличии оторочки) и воды, наличие и концентрация в газе коррозионно активных компонентов HpS , СОр» ртути и др; наличие пластов с содержанием в них газов различного состава и характер изменения этого состава по глубине залежи и по площади; наличие органических кислот в пластовой воде; влагосодержание газа, физико-химические свойства газа, конденсата и воды и их изменение по толщине и по площади залежи;
- конструкция скважин, оборудование забоя и устья скважин. Схема сбора, очистки и осушки газа на промысле и условия очистки, осушки и транспорта газа; характеристика применяемого скважинного и промыслового оборудования;
- темп отбора газа, неравномерность его потребления, теплотворная способность газа, давление и температура транспортировки газа.
Учет всех факторов практически невозможен, так как нередко учет одного из них противоречит другому. Поэтому необходимо стремиться выделить такие факторы или группу факторов, которые в наибольшей мере влияют на технологический режим эксплуатации скважин и по ним рекомендовать соответствующие критерии выбора режима эксплуатации. В диссертации, в результате анализа и обобщения многочисленных факторов и разделения их на группы, обосновано несколько критериев, которые описаны соответствующими математическими формулами в виде постоянного градиента давления, дебита, депрессии на пласт, скорости потока в стволе, забойного или устьевого давлений. К этим основным факторам относятся:
- деформация и разрушение призабойной зоны пласта;
- наличие активной подошвенной или краевой воды;
- условия, степень и характер вскрытия пласта;
- возможность образования песчаной пробки или столба жидкости в стволе скважины;
- наличие в составе добываемого газа коррозионно-активного компонента;
- многопластовость, различие составов газов, давлений и температур отдельных пропластков, наличие связи между пластами, последовательность их залегания, неоднородность пластов по прочностным и фильтрационным признакам.
Влияние каждого из перечисленных факторов требует разработки соответствующих газогидродинамических методов обоснования режима эксплуатации по данному фактору и однозначного определения такого дебита или диапазона его изменения, который является оптимальным для рассматриваемой скважины. Поэтому для научно-обоснованного выбора технологического режима эксплуатации скважин должны быть сформулированы определенные принципы. По нашему мнению, при обосновании и выборе технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин необходимо придерживаться следующих принципов:
- полностью учитывать геолого-промысловую характеристику залежи, а также техническую и технологическую характеристику сква-жинного и наземного оборудования;
- рационально использовать естественную энергию газоносного, нефтеносного (при наличии оторочки) пластов и водонапорюй системы;
- полностью удовлетворять требованиям закона об охране окружающей среды и рациональному использованию природных ресурсов;
- максимально гарантировать надежность работы в установленные сроки всего комплекса системы пласт-газопровод;
- обеспечивать наибольшую производительность газовых скважин в предусмотренный планом период разработки залежи;
- максимально снимать ограничения, снижающие дебиты скважин и предусматривать меры по интенсификации добычи газа;
- своевременно изменять ранее установленные, но не пригодные на данном этапе разработки режимы эксплуатации скважин на новые режимы;
- обеспечивать предусмотренную планом добычу газа при минимальных капитальных вложениях и эксплуатационных затратах.
Установленный на стадии проектирования технологический режим эксплуатации скважин с соблюдением перечисленных выше принципов по различным причинам может изменяться в процессе разработки Эти изменения должны быть предусмотрены и учтены в проекте разработки месторождения.
