Применение горизонтальных скважин на начальном этапе разработки Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения
2.2 Технологические режимы работы скважин №№ 14003, 285, 386
При проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений особое внимание уделяется выбору технологического режима эксплуатации скважин.
Технологический режим работы газовых скважин - это определенные условия движения газа в призабойной зоне и по стволу скважины, характеризуемые значениями дебита и забойного давления (или его градиента) и определяемые некоторыми естественными ограничениями (например, возможность разрушения пород забоя при высоких депрессиях и др.).
Под технологическим режимом эксплуатации газовых и газо-конденсатных скважин понимается поддержание на забое или устье скважины заданных условий изменения дебита или (и) давления, осуществляемых в результате их регулирования и обеспечивающих соблюдение правил охраны недр, окружающей среды и безаварийную эксплуатацию скважин. Режим эксплуатации считается оптимальным, если его изменение, т.е. увеличение или уменьшение дебита или депрессии на пласт для заданных геолого-технических условий пласта и скважины, приводит к преждевременному нарушению работы одного из звеньев системы пласт - скважин - наземные промысловые сору-жения. Выбор оптимального технологического режима эксплуатации может быть осуществлен при наличии теоретически обоснованных и проверенных на практике методов, учитывающих огромное число факторов, связанных с геолого-техническими условиями пластов и скважин.
В процессе разработки происходят изменения технологического режима эксплуатации скважин. Эти изменения могут быть связаны как с самим фактором, по которому устанавливается технологический режим, так и со стадией разработки и различными работами в скважине.
Происходящие изменения могут быть учтены и прогнозированы в зависимости от различных факторов и должны быть включены в проект разработки месторождения.
Приток газа к забою скважины из пласта описывается уравнением
(2.1)
где Рпл и Рз - соответственно пластовое и забойное давления;
а и b - коэффициенты фильтрационного сопротивления;
Q - дебит скважины.
Из этого уравнения видно, что чем больше разность между пластовым и забойным давлениями, тем больше дебит. Неограниченное увеличение дебита скважин может привести к осложнениям в процессе эксплуатации.
Ниже проанализированы данные технологического режима работы газо-конденсатных скважин УКПГ-14 на 4 квартал 2009 года, полученые в ГПУ ООО ”Газпром добыча Оренбург”. Основные параметры существующих технологических режимов вертикальных скважин, (№№ 14003, 285 и 386) приведены в таблице 2.1.
Среди множества различных факторов, определяющих режим работы скважины в условиях ОНГКМ определяющими являются те, которые обеспечивают безгидратную работу скважин, вынос механических примесей и жид-кости с забоя скважин и борьбу с коррозией оборудования.
Из анализа существующего технологического режима выбранных вертикальных скважин следует, что скважины работают с высокими дебитами.
Скважина №14003 вскрывает 2-й эксплуатационный объект, имеет открытый ствол, диаметр эксплуатационной колонны 177,8 мм, диаметр НКТ 100 мм.
Скважины №285 и 386 вскрывают 1 и 2-й эксплуатационные объекты, имеют открытый ствол, диаметр эксплуатационной колонны 177,8 мм, диаметр НКТ 100 мм.
Воды в продукции не наблюдается, осуществляется подача метанола.
На рисунке 2.1 представлена схема подземного оборудования вертикальной скважины.
Таблица 2.1 - Технологический режим работы газоконденсатных скважин 14003, 285 и 386 на 4 квартал 2009 года
№ скв. |
Эксплуатационный объект |
Пробуренный забой |
Проход по НКТ |
Интервал вскрытия |
Вид вскрытия |
Эксплуатационная колонна |
НКТ |
Р стат |
Р пласт |
Существующий режим |
Намеченный режим |
||||||||||||||
Диаметр |
Глубина |
Диаметр |
Глубина |
Р буф |
Фактический дебит |
Р заб |
Депрессия |
Давление |
Намеченный дебит |
Метанол |
|||||||||||||||
газа |
конденсата |
воды |
Р буф |
Р шлейф |
Р бвн |
газа |
конденсата |
воды |
|||||||||||||||||
м |
м |
м |
мм |
м |
мм |
м |
атм |
атм |
атм |
т.м3/с |
т/с |
м3/с |
атм |
атм |
атм |
атм |
атм |
т.м3/с |
т/с |
м3/с |
м3/с |
||||
14003 |
2 |
1693 |
1667 |
1606-1670 |
ствол |
177,8 |
1693 |
100 |
1636 |
59 |
71 |
48 |
380 |
6,09 |
0,0 |
63 |
8,0 |
48 |
45 |
44 |
380 |
7,60 |
0,0 |
0,97 |
|
285 |
1,2 |
1787 |
1722 |
1550-1787 |
ствол |
177,8 |
1550 |
100 |
1715 |
62 |
72 |
47 |
420 |
6,7 |
0,0 |
66 |
6,0 |
47 |
45 |
44 |
420 |
7,98 |
0,0 |
1,07 |
|
386 |
1,2 |
1760 |
1718 |
1549-1760 |
ствол |
177,8 |
1549 |
100 |
1711 |
62 |
75 |
49 |
460 |
7,4 |
0,0 |
62 |
13,0 |
48 |
45 |
44 |
520 |
9,88 |
0,0 |
1,32 |
Рисунок 2.1 - Схема подземного оборудования вертикальной скважины