Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Эксплуатационное состояние скважин сеноманских залежей газовых месторождений Крайнего Севера 8
1.1 Основные итоги и состояние разработки сеноманских залежей газовых месторождений Крайнего Севера 9
1.2 Осложнения при эксплуатации скважин сеноманских газовых залежей на завершающей стадии разработки 11
1.3 Анализ технологического состояния скважин сеноманских газовых залежей на завершающей стадии разработки 12
1.4 Изученность процессов, ограничивающих добычные возможности скважин сеноманских газовых залежей на завершающей стадии разработки 21
Выводы и задачи исследований 24
Глава 2 Экспериментальные исследования процессов влияющих на добычные возможности скважин сеноманских залежей 25
2.1 Опыт разработки экспериментальных стендов для исследования газожидкостных потоков 26
2.2 Классификация экспериментальных стендов 29
2.3Разработка и совершенствование основных конструкций стендов для исследования газожидкостных потоков 31
2.4 Разработка экспериментального стенда для изучения условий совместного движения газа и жидкости по лифтовой колоне и через перфорационные отверстия в ее стенках (стенд «призабойная зона-скважина») 37
2.4.1 Экспериментальная колонна стенда«призабойная зона- скважина» 41
2.4.2 Аппаратно-программный комплекс измерения и регистрации экспериментального стенда «призабойная зона - скважина» 42
2.5 Методики проведения исследований на экспериментальном стенде «призабойная зона - скважина» 48
Выводы 52
Глава 3 Результаты тестовых экспериментальных исследований на стенде «призабойная зона - скважина» 54
3.1 Исследования режима работы с постоянным расходом воздуха и частичным выносом жидкости 54
3.2 Исследования работы в режиме «самозадавливания» 55
3.3 Исследования гидравлических характеристик стенда «призабойная зона -скважина» в режиме ГДИ 57
3.4 Исследования условий работы в режиме барботажа жидкости 59
3.5 Исследования на стенде «призабойная зона- скважина» в режиме выноса песка потоком воздуха 61
3.6 Исследования на стенде «призабойная зона - скважина» в режиме образования печано-жидкостных пробок 64
Выводы: 66
Глава 4 Алгоритмы выбора технологий эксплуатации скважин в условиях осложненых из-за скоплений жидкости и результаты промысловых исследований 67
4.1 Разработка алгоритма выбора технологий 67
4.2 Условия стабилизации дебита обводняющейся сеноманских скважины в процессе эксплуатации 80
4.3 О потерях давления в сеноманских скважинах 87
Основные выводы и результаты 101
Список литературы 102
- Анализ технологического состояния скважин сеноманских газовых залежей на завершающей стадии разработки
- Аппаратно-программный комплекс измерения и регистрации экспериментального стенда «призабойная зона - скважина»
- Разработка алгоритма выбора технологий
- О потерях давления в сеноманских скважинах
Анализ технологического состояния скважин сеноманских газовых залежей на завершающей стадии разработки
Указанная группа месторождений разрабатывается четыре десятилетия. Все годы месторождения являются предметом изучения исследователей. Большое внимание сеноманским месторождениям уделено в работах А.Г. Ананенкова, О.Ф. Андреева, З.С. Алиева, Ю.А. Архипова, К.С. Басниева, С.Н. Бузинова, Ю.Н. Васильева, П.А. Гереш, Г.М. Гереш, Ю.А. Перемышцева, В.Ф. Горбачева, Л.Ф. Дементьева, В.А. Динкова, Д.В. Дикамова, Н.И. Дубины, В.И. Ермакова, О.М. Ермилова, И.П. Жабрева, С.Н. Закирова, И.А. Зинченко, Г.А. Зотова, А.Н. Кирсанова, II.Р. Ковальчука, СВ. Колбикова, Ю.П. Коротаева, Л.Д. Косухина, Г.В. Крылова, А.Н. Лапердина, В.Н. Маслова, В.В. Медко, Е.М. Нанивского, Б.Е. Сомова. В.В. Стрижова, А.П. Телкова, P.M. Тер-Саркисова, СИ. Райкевича, М.А. Токарева, Ю.А. Урманцева, А.Н. Харитонова, А.И. Ширковского, П.Т. Шмыгли, В.И. Шулятикова и др.
Анализ текущего состояния разработки сеноманских залежей рассматриваемой группы месторождений учитывающий геологическое строение, распределения пластового давления, обводнения залежей и основные проблемы при эксплуатации залежей на современном этапе разработки, анализ динамики продуктивности и пр. рассмотрен во многих работах, А.С. Епрынцева [15], В.В. Медко [28] и др.
В 1995-2000гг. К.Л. Каприеловым [22] выявлена закономерность появления воды и песка на Медвежьем месторождении. И.В. Михайлов в 1989-1996 гг. разработал методы оперативного диагностирования и прогнозирования накопления жидкости в скважине и призабойной зоне пласта по текущим замерам дебита, устьевых давлений и температур [29]. Предложена методика установления технологического режима работы скважин, обеспечивающего полный вынос конденсационной воды. Л.С. Чугунов 1993-1998гг. проводил изучение условий самозадавливания скважин. Им предложен вариант прогноза основных технико-экономических показателей разработки месторождений с учетом эффекта самозадавливания скважин. А.В. Кустышев 1990-2000гг. разработал комплекс эффективных технологий по эксплуатации и ремонту газовых и газоконденсатных скважин, обеспечивающий повышение надежности работы, снижение потерь пластовой энергии по стволу и увеличение дебитов скважин [25]. Предложены технологии предотвращения выноса механических примесей, ограничения водопритока в скважину. О.М.Ермилов 1987-2007 гг. сформулировал основные принципы рациональной эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений, привел новые технические и технологические решения по технологии добычи газа, разработал методы управления режимами работы залежей и скважин [16]. Ю.Н.Васильев и Н.И. Дубина в 2000-2007 гг. предложили методику для определения скорость газового потока, начиная с которой для данной скважины будет осуществляться полный вынос конденсационной воды, что позволяет прогнозировать в динамике картину обводнения сеноманских скважин конденсационной водой. Ю.А. Архипов [2] проводил сравнительную оценку режимов работы скважин в условиях водопсскопроявлений на примере Медвежьего месторождения с применением программных комплексов, которая позволила определить скважины потенциально подверженные самозадавлііванию и риску интенсивного абразивного износа оборудования, а также трубопроводы, где может скапливаться жидкость [2].
Г.И. Облеков, A.M. Харитонов, Ю.А. Архипов [38] определяли дебит газа, при котором содержание механических примесей в потоке не превышает максимально допустимых норм, разработанных для безопасной эксплуатации внутрипромысловых газопроводов и при условии не превышения максимально допустимой депрессии на пласт, величина которой зависит от стадии разработки месторождения, наличия жидкости на забое скважин и степени обводнения участка пласта.
А.А. Ахметов [4] в 1988-2000 гг. обобщил характер осложнений, возникающих при разработке газовых месторождений в условиях водопескопроявлений, в период снижающихся отборов, на завершающей стадии эксплуатации.
Вода, скопившаяся в скважинах, оказывает дополнительное гидравлическое давление на забой скважины. В результате приток газа из продуктивного пласта ограничивается этим противодавлением, дебит газа уменьшается, а скважина, при определенных значениях давления на устье и скоплении воды в трубах, может прекратить работу, т.е. подачу газа в газосборный коллектор.
Стабильная работа большинства скважин (около 50%) обеспечивается за счет работы дожимных компрессорных станций (ДКС), которые поддерживают разность давлений в продуктивном пласте и в общем газосборном коллекторе на уровне, при котором скорость газа по лифтовым колоннам достаточна для выноса жидкости. Количество таких скважин с каждым годом уменьшается на 2-3% от общего количества эксплуатационных скважин. На рисунке 1.4 показаны значения средних скоростей газа в эксплуатационных колоннах на уровне входа в лифтовую колонну по 3 крупным месторождениям Межвежье, Уренгойское, Ямбургское. При скоростях газа на уровне 2,9 - 4,5 м/с ниже подвески лифтовых колонн в эксплуатационных колоннах Ду219 мм, всегда будет находиться жидкость. Относительно высокие средние скорости газа на Уренгойском месторождении объясняется тем, что в расчетах во внимание были приняты скважины, пробуренные недавно в зонах с более высокими пластовыми давлениями и, как следствие, большими дебитами.
Нами рассмотрены и проанализированы особенности эксплуатации скважин газовых месторождений Крайнего Севера России в сеноманских залежах: Медвежье, Уренгойское, Ямбургское и др. В настоящее время из месторождений отобрано 40-80 % от первоначальных запасов и еще многие годы будут добываться значительные объемы газа.
С каждым годом количество самозадавливающихся скважин будет только увеличиваться, а к ним лавинообразно будут добавляться скважины, эксплуатация которых будет осложняться притоком пластовой воды на забой скважин.
На части скважин воду удаляют за счет применения технологических продувок в атмосферу. В периоды между циклами удаления жидкости, скважины этой группы работают с постепенно уменьшающимися дебитами газа. Количество скважин, которые приходится продувать, с каждым годом увеличивается.
Искусственный забой скважин расположен выше уровня подошвенных вод. Лифтовые колонны спущены с размещением подвески на уровне верхних отверстий перфорации, в средней и нижней его части. Рабочие депрессии по многим скважинам не превышают 2 -5 атм.
Уменьшение скорости газа в лифтовых колоннах до уровня критической обусловливает скопление на забое конденсационной и пластовой воды, вследствие чего работа скважин становится невозможной без проведения мероприятий по се удалению. Большие диаметры эксплуатационных колонн (219 мм) способствуют созданию особо благоприятных условий для накопления воды в интервале перфорации ниже подвески лифтовых колонн. Вода может заполнять значительную часть объема, а ее уровень отстоять от подвески лифтовой колонны всего на несколько метров.
Для оценки предельного столба жидкости, который может скапливаться на забое, автором были изучены данные о скважинах Северо-Ставропольского (данные 1980 г.), Ямбургского, Уренгойского и Медвежьего месторождений. Учитывались размеры интервалов перфорации и расстояния от подвески лифтовой колонны до нижних отверстий перфорации. В результате были выявлены скважины с интервалом перфорации, превышающим 40 м, для Северо-Ставропольского (76 %), Уренгойского (37 %), Ямбургского (84 %) и Медвежьего (66 %) месторождений (рисунок 1.5 а) с расстоянием больше 20 м от подвески до нижних отверстий перфорации 100, 31, 19 и 62 % соответственно (рисунок 1.5 б). Ниже подвески лифтовых колонн может скапливаться столб жидкости, создающий на забое давление, превышающее давления рабочей депрессии и пластовое.
Аппаратно-программный комплекс измерения и регистрации экспериментального стенда «призабойная зона - скважина»
В процессе каждого исследования газожидкостных потоков па стенде традиционно измеряют технологические параметры давления, температуры, расходы газа, жидкости, уровни жидкости в экспериментальной колонне. Если экспериментальная колонна изготовлена из прозрачного материала производят фото и/или видеосъемка участков потока. На некоторых стендах в составе экспериментальной колонны устанавливают отсекатели потока для определения истинного водогазосодержания потока.
Средства, используемые для фиксации режимных параметров экспериментов мы сгруппировали в аппаратно-программный комплекс измерения и регистрации АПИК (7). Он включает измерители: давления и разности давления (ПДИ-01), температур, расходомеры газа (счетчик газа турбинный СТГ-100-400) и жидкости (счетчики воды ВХ-50, СКБи-20), скорости газа (цифровой анемометр-термометр ИСП-МГ4), уровней жидкости в колоннах (шкалы), компьютер.
Для измерения границ уровней жидкости в экспериментальной колонне мы применили визуальные методики. Визуально определяли уровни жидкости в наружной камере (негазированной), центральной колонне (негазированной) и верхней части (газированной). Для стенда была разработана система фиксации результатов визуального наблюдения процесса с последующим представлением в цифровом и графическом формате.
Визуальные методы оценки применяются для оценки структур течения потока. Благодаря визуальным наблюдениям в свое время были выделены в две группы потоки: ламинарные и турбулентные. Визуально были классифицированы структуры вертикальных газожидкостных потоков. Фото или киносъемка потоков проводиться обычно всеми исследователями, работающими на стендах с прозрачными колоннами или вставками.
Методы визуализации для изучения потоков были известны задолго до появления электронных вычислительных машин. Первые наблюдения за течением жидкости в водоемах при помощи естественных природных трассеров были описаны еще Леонардо да Винчи. Людвиг Прапдтль (1875-1953) использовал взвесь из частиц слюды на поверхности воды для анализа обтекания цилиндров, призм и профилей крыла в экспериментальном канале.
К 60-м годам 20-ого столетия сформировалось широкое направление в диагностике, известное как «стробоскопическая визуализация». Принцип стробоскопической трассерной визуализации заключается в измерении смещения трассеров в заданном сечении потока жидкости или газа за известный интервал времени. Областью измерения служит плоскость, освещаемая световым ножом. Результатом измерения является мгновенное поле скорости в измерительной плоскости.
Последние 20 лет при исследовании газожидкостных потоков используются самые современные средства изучения динамических процессов видеорегистрация, лазеры аппаратурно-програмные комплексы обработки [91]. Систематически проводятся Международные научные конференции "Оптические методы исследования потоков" и научно-практические семинары "Панорамные методы исследования потоков" [92].16 июня 2012 года в Институте Теплофизики СО РАИ был проведен первый всероссийский научно-практический семинар «Панорамные методы диагностики потоков».
Широкое распространение получил метод цифровой трассерпой визуализации (PIV (ParticlelmageVelocimetry) - международное название связывают с работой [92], в которой метод PIV был выделен как частный случай метода лазерной спеклометрии LSV (LaserSpeckleVelocimetry), базирующегося на оптическом преобразовании Фурье яркостпых картин). Метод цифровой трассерной визуализации, относится к классу бесконтактных оптических методов, позволяет регистрировать мгновенные поля скоростей в плоскости измерения. Известные оптические методы позволяют изучить структуру потоков ограниченных размеров по площади и по длине.
Для исследования протяженных газожидкостных потоков характерных для вертикальных, наклонных и горизонтальных трубопроводов известные комплексы использовать не возможно.
Нами был разработан новый метод исследования протяженных газожидкостных потоков, который мы назвали панорамно-диагностическим [46]. С помощью предложенного метода мы фиксировали экспериментальную колонну длиной (высотой) 4 метра. Па фото снимке, одномоментно, отображались структура течения протяженного газожидкостных потоков и уровни газированной и негазированной жидкости. Затем мы анализировали характер течения. Сущность метода заключается в создании панорамных одного или нескольких фотоснимков протяженного газожидкостного потока в проходящем, отраженном, просвечивающем или люминисцирующем световом потоке с одного или нескольких направлений с последующим анализом от цифрованных изображений экспериментальных трубопроводов на всей их протяженности, в назначенном продольным и поперечном сечениях по яркости и цветности изображений с использованием программных комплексов используемых для интерпретации аэрокосмических снимков.
Наша система визуализалыюго наблюдения состояла из фотовидеорегнстраторов, синхронизатора (приемник и источник), разветвитель синхрокорда, импульсные вспышки с софтбоксами, специальные экраны с калибровочными отверстиями.
Фотосъемка прозрачных колонн представляет определенные трудности. Из-за неравномерности освещения и разноудаленное от регистратора участков колонны снимки процесса движения газа и жидкости получаются искаженными. Чтобы определить реальные размеры использовались контрольные метки или сквозные отверстия в экране. Фотосъемка проводилась в отраженном и проходящем свете.
При съемке в отраженном свете за экспериментальной колонной устанавливали экраны различных цветов и оттенков. Наиболее информативными были снимки на зеленом фоне. Для объективной оценки результатов съемки были применены программные комплексы Erdaslmagine 2013, используемые для обработки космических снимков, с помощью которых фотоснимок преобразуется в цифровой и графический форматы.
Для фиксации потока в проходящем свете импульсные вспышки располагались за исследуемой колонной. К колонне крепились экраны с рядами контрольных отверстий, назначение которых заключается в определении яркости в данном сечении, поступающей от импульсной вспышки. Грани экрана располагались параллельно трубе и граням осветительных софтбоксов. Режим работы фотовидеорегистратора подбирался так, чтобы обеспечить наибольшую контрастность исследуемой области колонны и исключить другие негативные факторы (блики вспышек, солнечный свет и т.п.).
На рисунке 2.5 а, б, в, г представлены варианты фиксации тестовых съемок экспериментальных колонн при разных интенсивностях освещения в статическом состоянии и режиме барботажа. В процессе тестирования выбирается режим освещения, обеспечивающий наилучшую контрастность потока (рисунок 2.5в, г). Примеры обработки полученных снимков в продольном, поперечном сечении и на заданной площади представлены на рисунке 2.5 ж, з, и.
На рисунке 2.5а, б, в, г слева, показаны виды участков экспериментальной колонны, расположенной вертикально при различной мощности осветителей: а, в - в статическом состоянии (жидкость отсутствует), б, г -динамическом. На этом же рисунке справа представлены виды этих же участков в графических форматах, обработанных в программе Erdaslmagine 2013 вдоль вертикальной оси колонны.
На рисунках четко просматривается изменение яркости по высоте, поступающей с осветителей, т.к. сам «источник излучения» находится в центре софтбокса. По краям значение яркости па 30-50% меньше, чем в центре. В самых крайних точках маленькие значение яркости обусловлены стыками между софтбоксами.
В графическом формате четко отслеживаются границы уровней неподвижной жидкости в центральной трубе и в кольцевом канале, барботируемой жидкости (рисунок 2.5 б, г).
На рисунке 2.5 д, е показаны виды участков экспериментальной колонны, расположенной вертикально: д - в статическом состоянии (жидкость неподвижна), е—динамическом. На рисунке 2.5 ж представлен вид динамического состояния в графическом формате вдоль вертикальной оси колонны.
На рисунке 2.5 з представлены результаты обработки в графическом формате вдоль поперечных линий (рисунок 2.5 д, е). Представлены 3 кривые яркости в поперечном сечении: 1-я - в статическом состоянии; 2-я - в динамическом состоянии; 3-я - результат вычитания значений 1-й и 2-й кривых.
Разработка алгоритма выбора технологий
В ходе анализа фонда скважин месторождений сеноманских залежей, установлены характерные факторы, осложняющие эксплуатацию скважин и снижающие добычу газа. В основном они обусловлены наличием воды в продукции скважины:
- накопление жидкости в стволе скважины при дебите газа меньше минимального
- разрушение продуктивного пласта в призабойной зоне, вынос песка на забой скважины, образование протяженной по высоте песчаной пробки па забое скважины в интервале перфорации
- дополнительные потери давления при движении газа в подпакерной зоне скважины на нисходящем участке ствола скважины от верхних отверстий интервала перфорации вниз к концу подвески хвостовика лифтовой колонны, а затем при подъеме газа вверх через скопление жидкости
- замерзание воды и образование плохо проницаемых для газа сужений и пробок в наземных трубопроводах обвязки куста скважин и шлейфах на длительные периоды времени.
В скважины сеноманских залежей вместе с газом поступают пластовая и конденсационная вода. Анализ фонда скважин месторождения показал, что количество скважин, в которых отмечается скопление конденсационной воды практически равно количеству скважин, в которых есть признаки притока пластовой воды. Однако в перечне самозадавливающихся скважин, пластовая вода присутствует только в 21 % скважин. Т.е. именно конденсация воды в лифтовой колонне является основной причиной обводнения скважин. Одновременно с этим можно утверждать, что в ряде скважин пластовая вода является причиной скопления конденсационной воды из-за уменьшения дебита скважин.
На этапе выбора технологий эксплуатации скважин были проанализированы существующие технологии эксплуатации скважин, связанных с обводнением и рассмотрена возможность использования данных технологий для конкретного объекта.
На газовых месторождениях России для поддержания устойчивой работы скважин, в продукции которых содержится жидкость, в настоящее время используются следующие технологические мероприятия:
- на устье скважин поддерживают давление, при котором жидкость непрерывно выносится по лифтовой колонне потоком газа, при этом скорость газа должна быть достаточной для выноса жидкости;
- периодические продувки скважин на факел;
- производят замену НКТ на трубу меньшего диаметра;
- эксплуатируют скважину с применением ПАВ.
Кроме перечисленных технологий в последнее время проведены и продолжаются испытания технологий эксплуатации с помощью плунжерного лифта, концентрических лифтовых колонн и закачки газа в затрубье (газлифт).
В ходе работ по выбору и оценке критериев режимов работы скважин были выявлены и выбраны критерии, оказывающие влияние на выбор технологии эксплуатации скважин.
К таким критериям были отнесены:
- мощность интервала перфорации продуктивного пласта;
- положение подвески лифтовой колонны;
- наличие ограничения дебита скважины;
- наличие (отсутствие) в скважине пакера;
- угол отклонения скважины от вертикали;
- тип жидкости (пластовая или конденсационная);
- положение ГВК;
- наличие в скважинах специальных муфт, ограничителей хода плунжера;
- наличие сужений в НКТ;
- наличие дополнительного шлейфа;
- диаметр НКТ;
- текущие пластовое давление и дебит скважины;
- наличие «постоянного» (круглогодичного) доступа к скважине.
На основании анализа эксплуатации скважин были выявлены 4 типа признаков, оказывающих влияние на выбор технологий эксплуатации скважин:
1. Конструктивные.
2. Технологические.
3. Геологические.
4. Прочие.
К конструктивным признакам были отнесены:
- наличие в скважине пакера;
- положение подвески НКТ;
- диаметр НКТ;
- наклон ствола скважины. Технологические признаки:
- ограничение дебита на устье скважины;
- приток пластовой воды в скважину;
- скорость газа в стволе скважины;
- периодичность продувок. Геологические признаки:
- положение ГВК;
- наличие высокопроницаемых пропластков в зоне нижних отверстий перфорации:
- запасы газа, пластовое давление.
Прочие признаки:
- доступ к скважине.
- наличие дополнительного шлейфа для закачки газа в скважину; Также в процессе анализа эксплуатации скважин была рассмотрена оценка влияния критериев на выбор технологии эксплуатации скважин. На их основании были сформированы критерии, ограничивающие применимость той или иной технологии:
1. Павы:
- ограничен доступ к скважине;
Во время применения ПАВ на скважине необходимо непосредственное присутствие оператора (не рассматривается возможность автоматического ввода ПАВ). Поэтому оператор должен иметь возможность беспрепятственного доступа к скважине (наличие дорог и т.п.).
- скорость газа в эксплуатационной колонне более 2 м/с;
Установлено, что при скоростях газа в эксплуатационной колоне (ниже подвески НКТ) более 2 м/с происходит разрушение пенистой структуры, вследствие чего применение ПАВ становится бессмысленным.
- значительный интервал перфорации;
Для создания условий барботажа жидкости подвеска НКТ находится ниже нижних отверстий перфорации; Для образования пенистой структуры необходимо наличие в скважине барботируемого столба жидкости, поэтому интервал перфорации должен обеспечивать возможность его накопления. Т.к. необходим барботаж, в скважине практически должен отсутствовать зумпф.
2. Периодическая остановка:
- в скважине находится пакер;
Для выноса жидкости, после включения скважины, необходимо накопить в скважине достаточную энергию (во время остановки), что невозможно осуществить при наличии в скважине пакера.
- значительный интервал перфорации.
В случае небольших интервалов перфорации жидкость па забое скважины будет быстро перекрывать перфорационные отверстия, что будет требовать частых остановок скважины для выноса жидкости. Также при наличии значительных интервалов перфорации могут создаваться условия для фильтрации жидкости в пласт во время работы скважины, требованиями которой является значительная высота столба жидкости, что положительно скажется на периодичности остановок скважины.
О потерях давления в сеноманских скважинах
Скважины сеноманскнх газовых залежей характеризуются хорошими продуктивными характеристиками. В начальный период при депрессиях на пласт 2+3 атм. обеспечивался дебит до 2+3 млн. м3/сут. В настоящее время месторождения сеноманскнх залежей введенные в разработку в период 70-80 х. годов разрабатываются в период падающей добычи. Для целей прогнозирования объемов добычи газа на месторождении систематически проводят газодинамические исследования скважин (ГДИ), на основании которых определяют коэффициенты фильтрации пласта «а» и «Ь» [37, 45], а затем рассчитывают ожидаемые объемы добычи газа на очередной период времени.
Для начальных периодов разработки месторождений отработаны методические решения, позволяющие с большой степенью достоверности рассчитывать показатели разработки месторождений. Для заключительных периодов разработки и для месторождений, эксплуатация которых осложняется из-за жидкости и разрушения призабойной зоны продуктивного пласта вопросы движения газа в зоне вскрытия продуктивного пласта, по пласту и в скважине до подвески лифтовой колонны требуют дополнительного изучения. Для скважин сеноманскнх залежей, эксплуатация которых осложнена из-за скоплений жидкости, результаты прогнозных расчетов и фактические дебиты и давления могут различаться на ЗСН-50%.
В зоне вскрытия продуктивных пластов сеноманских залежей на завершающем этапе разработки происходят сложные и малоизученные, газогидродинамические процессы: поступление через перфорационные отверстия газа в скважину, барботажа жидкости газом на участке от перфорационного отверстия до подвеск лифтовой колонны, стекание сконденсированной жидкости на забой по стенкам лифтовой колонны, обратная фильтрация (отток жидкости с забоя в пласт) и частичный унос жидкости к устью скважины за счет скорости потока газа или использования специальных технологий. Перечисленные факторы оказывают влияние на потери давления при движении газа в системе «пласт -вход в лифтовую колонну» и рабочий дебит скважины.
Периоды нарастающей и постоянной добычи газа отличаются относительно стабильной работой эксплуатационных скважин, период падающей добычи, сопровождается осложнениями в работе скважин. Наиболее характерные: накопление воды на забое скважин, образование песчано-глинистых пробок, разрушение призабойной зоны (ПЗ), деформация эксплуатационных колонн и др. Причинами осложнений являются: снижение пластовой энергии в результате отбора газа из пласта, вторжение в залежь законтурных пластовых вод и изменение термобарических условий на забое и в стволе скважин[63, 68]. Поздняя стадия разработки газовых месторождений, сопровождается значительным обводнением ПЗ скважины. Из-за естественных физических процессов, происходящих в залежах во время разработки месторождений, характеристики продуктивного пласта скважин сеноманских залежей ухудшаются, самый распространенный вид осложнений - водопескопроявления.
В период падающей добычи при интенсивных водопескопроявлениях происходят значительные изменения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) газоносного пласта. Наличие столба жидкости или песчаной пробки приводит к снижению дебита газовых скважин. Результаты исследования скважин до и после промывки песчаных пробок показывают, что процесс водопескопроявленнй в некоторых скважинах продолжается даже после установления ограниченных технологических индивидуально для каждой скважины, что не позволяет достичь оптимальных значений продуктивности. Кроме того, снижение продуктивности скважин происходит в основном в результате разрушения коллектора и образования в интервале перфорации песчаных псевдоожиженных пробок. Продуктивность скважины кратно уменьшается также и при подъеме подошвенной воды до нижних отверстий перфорации [66].
Эффективность разработки газовых месторождений во многом определяется состоянием прискважннной области продуктивного пласта в начальный период ввода скважины в эксплуатацию. Разрушение призабойной зоны скважин сеноманских залежей происходит практически при любой депрессии на пласт. Качественная связь между депрессией на пласт и количеством выносимой твердой примеси в добываемой продукции не установлена до настоящего времени ни па одном из месторождений. Качественное решение этого вопроса связано не только с неустойчивостью сеноманских залежей, но и с конструкцией скважин, продолжительностью специальных исследований, качеством сепарации, скоростью движения потока газа по стволу, последовательностью залегания высоко - и низкопроницаемых пропластков и т.д. [11].
С 2008 г. (по настоящее время) па двух самозадавливающихся скважинах №722 и 814 месторождения Медвежье проводятся испытания технологии эксплуатации по концентрическим лифтовым колоннам [14]. На устье скважин смонтированы автоматизированные комплексы (рисунок 4.8).
Отбор газа из скважин производится одновременно по двум каналам центральной лифтовой колонне (ДубОмм) и по кольцевому каналу (Ду60+168). Режим работы скважины № 722 определяется давлением в газосборном коллекторе, а скважина №814 работает с ограничением по дебиту. Специальные средства автоматики поддерживают по центральной лифтовой колонне дебит газа достаточный для непрерывного выноса жидкости путем ограничения отбора газа из кольцевого пространства. Параметры режима работы скважин: дебиты, давления, температуры измеряются непрерывно в реальном времени и сохраняются в электронном архиве. Накоплен большой массив информации. Результаты измерений используются для определения характеристик пласта и ствола скважины.
Результаты измерений, полученные в период работы автоматического комплекса, были использованы для определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений а и b по принятой методике [1, 2] (методика определения коэффициентов фильтрационного сопротивления по данным эксплуатации скважин) с той лишь разницей, что измерения проводились при работе скважин в газосборный коллектор, а режим изменялся в зависимости от давления на входе в дкс.
На рисунке 4.9 представлены результаты обработки для 722 скважины. Тангенс угла наклона результирующей линии (линия 2), как и двух других (линии 1и 3), к горизонтальной оси свидетельствует об отрицательном значении коэффициента фильтрационного сопротивления «Ь».
