Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Технологические методы эксплуатации газовых скважин при содержании жидкости в стволе 9
1.1 Условия эксплуатации обводняющихся скважин 9
1.2 Анализ методов определения допустимого, критического и предельного дебита газа 13
Глава 2. Анализ состояния фонда скважин, степени обводненности и снижения продуктивности. Анализ данных газодинамических исследований, проводимых на месторождении Медвежье 27
2.1 Анализ состояния фонда скважин 27
2.2 Анализ результатов исследований скважин месторождения Медвежье 34
Глава 3. Определение показателей разработки обводняющихся газовых скважин 47
3.1 Структура потока при движении газожидкостной смеси в НКТ 47
3.2 Определение забойного давления для скважин, в продукции которых содержится жидкость 52
3.3 Определение забойного давления с помощью метода теории и подобия размерностей 60
Глава 4. Технологический режим эксплуатации обводняющихся скважин месторождения Медвежье 72
4.1 Факторы, определяющие технологический режим эксплуатации обводняющихся скважин месторождения Медвежье 72
4.2 Обоснование технологического режима эксплуатации обводняющейся газовой скважин 75
4.2.1 Рекомендации по определению технологических параметров эксплуатации обводняющихся газовых скважин при наличии подошвенной воды 78
4.2.2 Методика обоснования выбора режима эксплуатации обводняющихся газовых скважин 91
Список литературы 102
- Анализ методов определения допустимого, критического и предельного дебита газа
- Анализ результатов исследований скважин месторождения Медвежье
- Определение забойного давления для скважин, в продукции которых содержится жидкость
- Обоснование технологического режима эксплуатации обводняющейся газовой скважин
Введение к работе
Актуальность работы. Обоснование параметров технологического режима эксплуатации нефтяных и газовых скважин при наличии подошвенной воды является важной проблемой для практики добычи нефти и газа.
Сеноманские залежи Тюменской области с активной водонапорной системой и низкими пластовыми давлениями предрасположены к тому, что значительная часть запасов будет отобрана с водопроявлениями.
Завершающий этап разработки месторождений, в частности, нефтегазоконденсатное месторождение Медвежье, характеризуется снижением пластового давления, дебитов скважин и, следовательно, скоростей потока скважиной продукции в насосно-компрессорных трубах (НКТ), что приводит к образованию газожидкостных пробок на забое скважин и значительному увеличению числа скважин, работающих в режиме самозадавливания.
Определение параметров технологического режима эксплуатации обводняющихся газовых скважин, при которых добыча газа осуществляется при полном выносе воды на устье, возможно, если установлена взаимосвязь между дебитом газа и расходом жидкости. Это вызывает необходимость создания методики, позволяющей определять параметры технологических режимов обводняющихся скважин с учетом динамики поступления вместе с газовым потоком жидкости на забой и выносом её на устье. При этом целесообразно устанавливать критерии, позволяющие корректировать параметры технологического режима при изменении продуктивности и степени обводненности скважин.
Целью исследований является создание методики обоснования и выбора технологических режимов эксплуатации обводняющихся газовых скважин при наличии подошвенной воды.
Объектом исследований являются обводняющиеся газовые скважины и показатели их эксплуатации.
Основные задачи исследования:
-
Анализ режимов эксплуатации вертикальных скважин для оценки степени их обводнения и соблюдения условий выноса жидкости с забоя скважин.
-
Анализ существующих методик по оценке допустимых, предельных или критических параметров эксплуатации газовых скважин, которые определяют условия отсутствия или скопления жидкости на забое скважины.
-
Формулировка рекомендаций для определения забойного давления, предельного и допустимого дебита газа.
-
Обоснование критериев выбора рациональных технологических режимов эксплуатации обводняющихся скважин НГКМ Медвежье.
-
Разработка рекомендаций для определения параметров технологических режимов эксплуатации для скважин, в продукции которых содержится жидкость.
-
Разработка математической модели выбора технологического режима эксплуатации обводняющихся скважин месторождения Медвежье.
Методы исследования. Методической и теоретической основами исследований являются модели и методы трубной газогидродинамики, метод теории подобия и размерностей. Выполненные исследования также базировались на результатах промысловых исследований.
Научная новизна работы заключается в следующем:
1. Получена аналитическая зависимость, позволяющая при заданных давлении на устье и дебите газа рассчитать давление в затрубном пространстве и определить давление на забое скважины в зависимости от расхода жидкости, поступившей из пласта.
2. Разработан метод определения параметров двух технологических режимов эксплуатации скважин, в продукции которых содержится жидкость, учитывающих характеристики пласта, газожидкостного подъемника и динамики поступления жидкости на забой и на устье скважины.
3. Предложено для выбора режима эксплуатации обводняющихся скважин проводить анализ трех параметров, относительные изменения которых позволяют определить текущие и прогнозные технологические режимы работы скважины. При обосновании анализируемых параметров исследования проводились в двух направлениях:
1) изменение продуктивности скважин во времени;
2) изменение параметров безводных режимов эксплуатации.
Практическая ценность и реализация работы в промышленности
Результаты исследований могут быть использованы специалистами организаций и предприятий газодобывающей промышленности. На основе выполненных в диссертации исследований были разработаны и внедрены в ООО «Газпром добыча Надым»: “Методика обоснования выбора режима эксплуатации газовых скважин с учетом разрушения и обводнения призабойной зоны пласта” и “Методика расчета оптимальных дебитов обводняющихся газовых скважин”.
Основанные на результатах диссертации “Рекомендации по расчету оптимальных технологических режимов газоконденсатных скважин” и “Методика определения оптимальных параметров работы скважин на завершающей стадии разработки газовых месторождений с учетом выноса жидкости с забоя скважина”, утвержденные в ОАО “Газпром”. Разработано программное обеспечение предлагаемых методик определения технологических параметров.
Основные защищаемые научные положения:
-
Рекомендации по определению технологических параметров эксплуатации обводняющихся газовых скважин при наличии подошвенной воды.
-
Методика обоснования выбора режима эксплуатации обводняющихся газовых скважин.
Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы были доложены и обсуждались в период с 19962011 г. на отраслевых научных и научно-технических конференциях и семинарах ООО “Газпром добычи Надым”, ООО “ТюменьНИИгипрогаз”, ООО “Газпром ВНИИГАЗ” и РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.
Публикации. Результаты диссертации приведены в 7 публикациях, в том числе в 5 статьях, изданных в журналах, рекомендованных ВАК РФ.
Структура и объем. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и библиографического списка, содержащего 56 литературных источников. Работа изложена на 166 страницах машинописного текста, включая 11 рисунков, 22 таблиц и 3 приложения.
Благодарности. Представляемая работа проведена в РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина и ООО “Газпром добыча Надым” под руководством заместителя генерального директора – главного геолога ООО “Газпром добыча Надым”, д.м-г.н С.А. Варягова, который способствовал выполнению работы своими советами и рекомендациями, оказывал практическую помощь в реализации основных положений исследований. Отдельную благодарность за поддержку, помощь в работе, а также за содействие во внедрении результатов автор выражает благодарность к.г-м.н В.В.Черепанову, к.э.н С.Н.Меньшикову, д.т.н О.М.Ермилову.
Большое значение при этом имело сотрудничество с кафедрой разработки и эксплуатации газовых месторождений Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина. Автор благодарен заведующему кафедрой разработки и эксплуатации газовых месторождений д.т.н., профессору А.И Ермолаеву.
Автор считает также своим долгом отметить, что диссертационная работа была начата под руководством д.т.н., профессора Н.А. Гукасова. Известен выдающийся вклад Н.А. Гукасова в создание теоретических основ газодинамики. Им создана научная школа методов гидродинамических обоснований новых технологических разработок
Анализ методов определения допустимого, критического и предельного дебита газа
Первые научные основы технологии эксплуатации нефтяных месторождений при наличии подошвенной воды были заложены М.Маскетом и И.А.Чарным. В результате ими предложена математическая модель, позволяющая рассчитывать допустимые дебиты и депрессии, обеспечивающие безводный режим эксплуатации скважин.
При эксплуатации нефтяных или газовых скважин с подошвенной водой при определенных условиях происходит деформирование поверхности раздела двух фаз и образуются конусы воды. При установлении допустимых дебитов или депрессий деформированные поверхности раздела находятся в равновесии и не оказывают существенного влияния на приток добываемого флюида к скважине. Если же их превысить, то вода прорвется в скважину, что может привести к ее прогрессирующему обводнению. Допустимым дебитом является производительность скважины, получаемая при достижении вершины конуса воды забоя скважины. Предлагаемая модель исходит из допущения, что отклонение поверхности раздела двух фаз от первоначальной плоской формы не влияет на распределение потенциала скорости фильтрации в нефтяной (газовой) части [39].
Дальнейшее развитие приближенной теории устойчивых конусов Маскета - Чарного и ее практическое использование нашло отражение в работах как отечественных, так и зарубежных исследователей Е.С.Абрамова, Р.Г.Аллахвердиева, З.С.Алиева, А.Л.Брудно, А.П.Власенко, А.К.Курбанова, Б.Б.Лапука, Б.Е.Сомова Д.А.Эфрос, П.Б.Садчиков, Д.Сирс, А.П.Телков и др., В работах данных авторов предлагаются методы решения задач конусообразования, основанные на двухфазной схеме притока.
Установление технологического режима эксплуатации газовых скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой, относится к задачам высшей сложности. Точное решение этой задачи с учетом нестационарности процесса конусообразования, неоднородности пористой среды в вертикальном и горизонтальном направлениях, различия законов фильтрации газа и воды, изменения их физических свойств в процессе разработки, формы и границ разделов газ-вода, фазовых проницаемостей и капиллярных сил практически невозможно. Как правило, допустимые дебиты, определяемые расчетным путем, оказываются значительно больше фактических.
На величину допустимого дебита влияют снижение пластового давления. Чем меньше давление в пласте, тем ниже допустимый дебит скважины, хотя в целом вторжение воды в газовую залежь несколько замедляет темп снижения пластового давления.
Кроме того, для точного решения задачи о допустимом дебите газовой скважины необходимо знание истинного положения газоводянного контекта (ГВК), являющегося функцией времени и режима эксплуатации скважины, и распределения давления в зоне, дренируемой рассматриваемой скважиной, в значительной мере определяемого степенью изотропии пласта. Чем больше подъём ГВК, тем выше погрешность в величинах допустимых дебитов, определённых без учета подъёма ГВК. В работе [23] для расчета допустимого дебита газа предлагаются корреляционные зависимости, полученные обработкой данных исследований скважин:
Одним из главных недостатков предлагаемого в работе [23] метода определения допустимого дебита газа является невозможность для расчетов при проведении исследований с достаточной точностью получить исходные данные (зафиксировать депрессию, при которой подошвенная вода прорвалась на забой скважины).
Ю.П. Коротаев [26] обосновывал теоретически и экспериментально путем проведения прецизионных акустико-гидродинамических исследований пористых сред и специальных гидродинамических исследований скважин на Уренгойском и других месторождениях существование двух режимов фильтрации по закону Дарси и трехчленному закону с точкой перехода между ними, соответствующей критическому дебиту qKp. Согласно выводам автора, установление технологического режима работы скважин при qKp = const обеспечивает экономию пластовой энергии, позволяет осуществлять эксплуатацию скважин без разрушения призабойной зоны пласта и предотвращает, в значительной мере, избирательное продвижение пластовых вод из-за отсутствия упругих акустических колебаний на забое скважин.
Гриценко А.И., Нанивский Е.М., Ермилов О.М. Немировский И.С в работе [18] принимали для расчетов постоянное значение критической скорости газа VKp = 4 м/с. В то же время, в работе [5] показано, что для выноса жидких и твердых примесей необходимо обеспечить на любом сечении ствола скважины скорость движения газа более 4 м/с.
Одновременно проводились работы по исследованию закономерностей двухфазных потоков в вертикальных трубах аналогах НКТ и по определению предельных дебитов, опеспечивающих полный вынос жидкости на поверхность. Основоположником этих исследований применительно к нефтяным скважинам был академик А.П. Крылов.
Анализ результатов исследований скважин месторождения Медвежье
Одним из показателей эффективности разработки залежи является удельный отбор газа (отбор газа на единицу снижения приведенного пластового давления). Анализ показал, что наибольшие удельные отборы соответствуют зонам УКПГ с наивысшими поровыми объемами. Максимальные значения удельного отбора зафиксированы на УКПГ - 1, 4, 9, где изначально была сосредоточена основная часть запасов газа (порядка половины от общих начальных запасов по залежи). Самые низкие значения обнаруживаются на участках с малыми поровыми объемами (УКПГ- 6, 7).
В районах залежи, имеющей хорошие коллекторские свойства, скважины имеют высокую продуктивность. Наилучшие коллекторские свойства наблюдаются по эксплуатационным зонам УКПГ-1, 3, 4. По этим же УКПГ фиксируются высокие значения дебитов газа (более 220 тыс. м /сут). Всего от общих запасов отобрано 81,36 % газа. С 1991 г. месторождение в целом перешло в режим падающей добычи. Энергетический потенциал залежи частично поддерживается внедряющейся пластовой водой. По состоянию на 01.01.2009 г. 36 % от общего газоотдающего объема залежи занято пластовой водой.
Согласно данным гидрохимического контроля и анализа жидкости, присутствующей в продукции скважин, в 98 скважинах или в 26,3% от общего действующего фонда скважин в продукции отмечена смесь конденсационной и пластовой воды в различных соотношениях. В 267 скважинах (71,6%) выносится в основном конденсационная вода.
Из 70 скважин, в которых на рабочих режимах эксплуатации скважин обнаружены признаки пластовой воды, в ожидании капремонта с целью водоизоляции находятся 6 скважин, и лишь в 15 обводнение в зоне фильтра произошло за счет непосредственного контакта плоскости текущего ГВК с нижними отверстиями перфорации. В остальных скважинах появление признаков пластовой воды в продукции наряду с общим подъемом ГВК обусловлено заколонными перетоками жидкости в связи с низким качеством цементного камня за эксплуатационной колонной.
Скважины с качественно зацементированным затрубьем достаточно продолжительное время работают с выносам только конденсационной вод, при этом текущий ГВК находится на уровне нижних отверстий перфорации.
При плохой цементацией обсадных колонн, после проведения капремонтов на отдельных режимах работы скважины отмечается вынос жидкости, хотя текущий ГВК в них значительно удален от нижних отверстий перфорации. Вода в продукции таких скважин получена за счет перетока ее по цементному камню.
На месторождении Медвежье контроль за разработкой сеноманской залежи осуществляется геологической службой ООО "Газпром добыча Надым", путем систематического контроля и анализа процесса разработки месторождения, на основе регулярных замеров и наблюдений, а также путем применения комплекса геолого-промысловых, геохимических и геофизических исследований, проводимых в эксплуатационных, наблюдательных и пьезометрических скважинах.
Контроль над изменением пластового давления производится раз в квартал по всему фонду эксплуатационных и перфорированных в газовой части наблюдательных скважин, путем замера статического давления на середину интервала перфорации.
По результатам всего комплекса исследований устанавливаются ежеквартальные технологические режимы работы газовых скважин, планируются мероприятия по регулированию стабильной добычи газа по месторождению. Исследования скважин на нестационарных режимах практически не проводятся вследствие высокой проницаемости коллекторов сеноманской залежи, которая обусловливает быстрое протекание нестационарных процессов, при этом необходимые величины не могут быть определены с достаточной точностью из-за отсутствия соответствующих технических средств.
На месторождении ежегодно по всему эксплуатационному фонду проводятся исследования на стационарных режимах фильтрации ДИКТом и коллектором "Надым-1" с контролем выноса мех примесей и жидкости. В результате исследований устанавливают: - зависимости дебита газа qa от давлений на устье Руст, в затрубном пространстве Рзт; - количество выносимых жидких и твердых примесей на различных режимах работы скважины, замеренные с помощью коллектора «Надым -1». Результаты газодинамических исследований за первое полугодие 2009г. скважин приведены в приложении Б.
Все исследовательские работы проводятся по стандартной методике с использованием для замеров дебитов ДИКТа на шайбах от 15,8 до 32,5 мм, а для 20 % исследований начальный режим устанавливается на диафрагме с диаметром 25,4 мм, минимальный расход при стационарных режимах фильтрации устанавливался более 80 тыс. м3/сут.
В то же время для определения фильтрационных коэффициентов часто пользуются экстраполяцией в достаточно большой области, для которой данные исследования отсутствуют, поэтому погрешность определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений превысила 60 %. Худшими показателями характеризуются скважины, имеющие низкие дебиты и пластовые давления, с высоким содержанием жидкости до 5000 мм /м .
Определение забойного давления для скважин, в продукции которых содержится жидкость
В формулах (3.10) - (3.16) параметры имеют следующие размерности: р - плотность смеси, кг/м ; рж - плотность жидкости, кг/м ; ра - плотность газа при нормальных условиях, кг/м3; ф - массовое газосодержание; Gr, Gx массовые расходы газа и жидкости, т/сут; р - относительная плотность газа; 1 длина НКТ, м; dHKT - внутренний диаметр НКТ, см; qCM - расход смеси, тыс.м /сут; qr, qM - расход газа и жидкости в данном сечении трубы, тыс. м /сут; Руст - давление на устье, кгс/см ; Тср - средняя температура газа, К; Тзаб5 Туст -соответственно температура на забое и устье скважины, К; vJK,vr- коэффициент кинематической вязкости соответственно жидкости и газа, м /с; #см - скорость смеси, м/с. Основными недостатками формул по определению забойного давления Рзаб? выведенных для одномерной модели движения газожидкостной смеси, являются: - необоснованность применения методик при определении потерь давления на трение для однофазного потока при движении смеси; - не учет расхода жидкости, поступившего из пласта на забой и выносимого на устье вместе с газовым потоком; - несоответствие условий, для которых получены используемые в методиках зависимости, промысловым условиям, для которых производятся расчеты.
В работе [22] С.Н.Закиров пишет: «Десятки страниц книг посвящены корректировке формулы для расчета потерь давления в НКТ. Если в известной формуле Г.А.Адамова коэффициент сверхсжимаемости газа и вязкости принимаются в качестве осредненных величин, то авторы стараются за счет усложнения расчетов учесть их изменение по длине НКТ. Дело не в осреднении коэффициентов сверхсжимаемости и вязкости, ибо это не главный источник погрешностей, основной источник погрешностей - коэффициент гидравлического сопротивления. Никакие уточнения формулы Г.А.Адамова для практики газодобычи не требовались за ненадобностью. Тем более, что для практики более актуальны формулы для расчета давления с учетом жидкой фазы (конденсационная и пластовая вода, нефть, конденсат».
По результатам исследования автора наиболее приемлемой для практических расчетов определения забойного давления для скважин месторождения Медвежье является формула Н.А. Гукасова, полученная при условии, когда газожидкостный поток имеет дисперсную структуру [16, 17]:
В формулах (3.17) - (3.2.2) параметры имеют следующую размерность: qa— дебит газа при стандартных условиях, м /с; q — расход жидкости, выносимый на устье с газовым потоком, м /с; Д.а - коэффициент динамической вязкости газа, Па-с; Рзаб,Р ст- давление на забое и на устье газовой скважины, Па; Ра- атмосферное давление, Па; Тзаб,Туст- температура на забое и устье скважины, К; rHKT, dHKT, Інкт - внутренний радиус, диаметр и глубина спуска НКТ, м; уа - удельный вес газа при нормальных условиях, Н/м ; уж -удельный вес жидкости, Н/м ; рж- плотность жидкости, кг/м ; ра- плотность газа при стандартных условиях, кг/м ; g - ускорение свободного падения, м/с; vx-коэффициент кинематической вязкости жидкости, м /с; zcp- коэффициент сверхсжимаемости при Тс и Рс .
Рассчитанные по формуле (3.17) забойные давления имеют хорошую сходимость с экспериментальными данными, полученными Ю.П. Коротаевым при исследовании движения ГЖС в вертикальных подъемниках, аналогах НКТ [17].
Согласно таблице 3.6 при джу = 0 значения Рзаб, рассчитанные по формулам (3.10) и (3.17), практически не отличаются между собой. Однако, с увеличением джу величина забойного давления Рзаб, найденного по формуле (3.10), практически не изменяется, т.е не зависит от содержания жидкости в восходящем потоке газа, а погрешность определения забойного давления может составить 5-10%. Таблица Определение забойного давления с помощью метода теории и подобия размерностей При отсутствии жидкости в затрубном пространстве забойное давление можно установить по известной барометрической формуле: 0,034 lpL р;аб=р;пегЛ, (з.22) где р - относительная плотность газа по воздуху; zcp- коэффициент сверхсжимаемости при Т и Р : ер з ( V заб Л уст Р к+Р і заб уст J (3.23) Тср=(Тзаб-Тует)1п -заб , т V УСТ J (3.24) Р! = ; (3.26) Р Р — заб заб т, (3.27) В формулах (3.22) - (3.27) параметры имеют следующую размерность: Рзаб Р3 п давление на забое и в затрубном пространстве газовой скважины, Па; Ра- атмосферное давление, Па; Тзаб,Туст- температура на забое и устье скважины, К; L - глубина спуска лифтовой колонны, м.
При эксплуатации скважины с предельными или допустимыми дебитами давление, устанавливаемое по формуле (3.22), равно давлению в насосно -компрессорных трубах (НКТ) у низа башмака, расчитанному по формуле (3.17), что позволяет определить расход жидкости на забое скважины.
Для определения зависимости забойного давления от расхода жидкости Яж необходимо иметь зависимость изменения выличины Рзл — Руст от дебита газа qa, для установления которой автором при обработке данных ГДИ был использован метод теории и подобия размерностей [17, 35, 36].
Обоснование технологического режима эксплуатации обводняющейся газовой скважин
В работе [52] автором установлено, что вынос механических примесей происходит даже при сравнительно небольших скоростях потока газа в скважине - порядка 1 м/с. Анализ аварийности, связанной с износом элементов устьевых штуцеров, дал автору полагать, что газовые скважины необходимо эксплуатировать со скоростями газового потока в отводах фонтанной арматуры не более 9 м/с.
Неустойчивость призабойной зоны и вынос песка резко увеличиваются при поступлении воды на забой скважины. При эксплуатации скважин, вскрывающих пласт, сложенный в основном из рыхлых пород, вынос песка начинается сразу после поступления воды на забой скважины даже при очень маленьких депрессиях, т.е. практически независимо от изменения напряженного состояния пород призабойной зоны. В этом случае технологический режим работы скважины должен определяться из условия обводнения, а не прочностными характеристиками.
В связи с истощением пластовой энергии на 78 % и активным внедрением пластовых вод на месторождении Медвежье при выборе технологического режима существенную роль играют ограничения технологических режимов работы эксплуатационных скважин, связанные с величинами предельных депрессий на пласт.
В работе [23] для условий сеноманских залежей месторождения Медвежье предложено корреляционное соотношение между предельной депрессией АР и удельным электрическим сопротивлением газонасыщенных пород р, которые позволяют оценить предельные депрессии на момент проведения исследований (при данном пластовом давлении): lg(APnp)=-0,539+J44 (4-1) v lg(p) По соотношению (4.1) оценены предельные депрессии для сеномана для основных типов пород-коллекторов, представленные в таблице 4.1. Таблица 4.1 - Предельные депрессии для сеноманских залежей месторождения Медвежье для основных типов пород-коллекторов Тип колле ктора СопротивлениегазонасыщенныхпородР Ом м Пористое ть, % Газонасыщенность, % МПа Распределение (%) типов впродуктивной толщиместорождений Уренгойское Бованенковское 1-а 30-50 0,37-0,43 0,85-0,88 0,2 32,8 35,2 1-6 50-18 0,34-0,37 0,67-0,76 0,2-0,5 31,8 32,1 II 18-12 0,29-0,34 0,58-0,67 0,5-0,8 11,5 16,1 III 12-8 0,26-0,32 0,53-0,60 0,8-2,0 0,8 16,6 IV 8-5 0,24-0,31 0,48-0,49 2-4 3,3 Согласно проведенным специальным исследованиям на Уренгойском, Медвежьем и Вынгапуровском месторождениях величины предельных депрессий изменяются от 0,5-0,6 МПа (для продуктивных отложений не затронутых воздействием пластовых или конденсационных вод) до 0,3-0,4 МПа (для начальной стадии обводнения). Присутствие на забоях жидкости снижает величину предельной депрессии до 0,2 МПа и менее.
Для предотвращения режима обводнения призабоной зоны соблюдение режима максимально допустимой депрессии не оптимально, так как при падении пластового давления предельная депрессия уменьшается. Кроме того, на большинстве добывающих скважин месторождения Медвежье не имеется возможность с необходимой точностью оценивать абсолютные значения таких параметров как депрессия на пласт.
Поэтому наиболее рациональным для скважин месторождения Медвежье является установлением технологического режима эксплуатации скважины, исходя из условия полного выноса жидкости на устье скважин, что обеспечивается при эксплуатации скважин с предельным дебитом.
В работах [17, 19, 25] для установления режима эксплуатации скважин, в продукции которых содержится жидкость, рекомендован метод узлового анализа, согласно которому в узловой точке определяются технологические параметры для подсистемы притока «пласт - узловая точка» и подсистемы оттока «узловая точка - устье» рассчитывается давление и строятся независимые кривые «давление - дебит».
Узловая точка находится внутри НКТ у низа башмака. Кривая притока отражает течение из пласта через перфорационные отверстия в колонну НКТ Рзаб=ф(Рпл Яа а Ь), а кривая оттока - течение от этого узла к точке на
ПОВерХНОСТИ С ИЗВеСТНЫМ Давлением (буферное Давление) Рзаб= (Руст Ча Чж)»
определяющим потери давления в интервале между поверхностью и узлом (рисунок 4.1). Место пересечения кривых притока и оттока, в которых реализовывается уравнение материального баланса, соответствует прогнозируемой рабочей точке (рисунок 4.1).
В работе [19] Джеймс Ли с соавторами при определении технологических параметров методом узлового анализа выделяют зоны устойчивости работы скважины. Область устойчивой работы скважины находится справа от минимума индикаторной кривой. Если дебит, находится в зоне I, то давление, необходимое для поддержания потока в НКТ меньше, чем в зоне фильтра. Повышенное противодавление на забой скважины уменьшает ее дебит до уровня устойчивости (зона II), где эти кривые пересекаются. В точке М (рисунок 4.1) - устанавливаются оптимальные параметры технологического режима.
Если по какой- то причине темп притока снизится (зона IV), то давление на пласт будет увеличиваться из-за избыточного накопления жидкости в НКТ. Увеличение противодавления приводит к дальнейшему уменьшению притока, в результате чего рост противодавления продолжиться, пока скважина не прекратит фонтанировать. Неустойчивая работа скважины находится левее от минимума индикаторной кривой. В точке N (рисунок 4.1) - устанавливаются параметры критического режима эксплуатации.
В точке L (рисунок 4.1) - дебит q3, обеспечивающий минимальное забойное давление, соответствует наиболее благоприятному энергосберегающему режиму, при котором потери давления на преодоление гравитационных сил компенсируются минимумом потерь давления на преодоления сил трения при восходящем потоке газожидкостной смеси.
Наличие минимума можно объяснить так: в области малых qa увеличение дебита газа приводит к снижению гравитационной составляющей жидкости, содержащейся в смеси, одновременно с этим значительно возрастают силы сопротивления, что приводит к снижению Рзаб Такая картина наблюдается с ростом дебита до определенного значения qa=q3- Дальнейшее увеличение qa приводит к обратной картине. Вышеуказанные обстоятельства в работе [17] используются при выдаче рекомендаций о выборе диаметра НКТ.
Главным недостатком предлагаемого метода заключается в том, что при определении параметров технологического режима скважины расход жидкости и давления на устье задаются как постоянные величины и не зависят от изменения дебита на различных режимах работы скважины. Такие характеристические кривые работы подъемника для действующих скважин месторождения Медвежье получить невозможно. Поэтому далее автором предлагается графо - аналитический способ определения параметров эксплуатации обводняющихся газовых скважин, согласно которому характерные кривые строятся исходя из условия, что расход жидкости зависит от дебита газа 4.2.1 Рекомендации по определению технологических параметров эксплуатации обводняющихся газовых скважин при наличии подошвенной воды
