Експлуатація газових свердловин в пластах з підошовною водою

 

Експлуатація газових свердловин на масивних газових покладах з підошовною водою і в приконтурній частиш родовищ пластового типу з крайовою водою супроводжується дефор­мацією поверхні газоводяного контакту з утворенням конусу води, вершина якого лежить на осі свердловини (рис. 20.1). При досягненні граничних значень депресії і дебіту вода проривається на вибій свердловин. Тому в пластах з підошовною водою відбір газу зі сверд­ловин обмежують допустимою депресією на пласт (граничним безводним дебітом). Згідно з дослідженнями Б.Б.Лапука, граничний безводний дебіт, при якому відсутнє надходження підошовної води на вибій свердловини, можна оцінити за формулою

(20.1)

 

де - граничний безводний дебіт газу, тис.м³/добу; - товщинагазоносної частини пласта від покрівлі до контакту газ-вода, м; - розкрита товщина пласта, м; - густина води в пластових умовах, кг/м³; коефіцієнт проникності пласта відповідно в горизонтальному і вертикальному напрямках, мкм²; - пластовий тиск, МПа; - радіус контура живлення, м; - коефіцієнт надстис-ливості газу у пластових умовах - коефіцієнт динамічної в'язкості газу в пластових умо­вах, мПа-с; - безрозмірний граничний безводний дебіт, який знаходиться залежно від величини і ступеня розкриття пласта (рис.20.2.).

За визначають гранично допустиму депресію:

 

(20.2)

 

 

 

Рис.20.1. Схема для визначення граничного без- Рис.20.2. Графік для визначення водного дебіту свердловини при відсутності безрозмірного граничного безвод-

І (І) наявності (2) перегородки ного дебіту свердловини

 

Згідно з І.А.Чарним, максимальну висоту підйому фронту води допустиму де­пресію на пласт і безводний дебіт знаходять за формулами:

(20.3)

(20.4)

(20.5)

або

(20.6)

де - густина газу в пластових умовах, кг/м³; -функція, яка залежить від і [3,13].

Для анізотропного пласта допустиму депресію на пласт визначають з виразу

(20.7)

З.С.Алієвим запропоновані такі формули для визначення допустимо! депресії на пласт і граничного безводного дебіту:

Або (20.8)

 

(20.9)

для ізотропного пласта

(20.10)

для анізотропного пласта__

(20.11)

 

де С = 1 - ; ;

 

Уформулах(20.4)-(20.11)Р [МПа]; [м]; [кг/м³];

Результати розрахунків граничного безводного дебіту дляумов експлуатації свердловин на конкретних родовищах та іх зіставлення з промисловими даними показують, що за фор­мулою (20.1) одержують завищені значення , Експлуатація свердловин при таких дебітах приведе до їх швидкого обводнення.

 

Дещо нижчі значення одержують за (20.5),(20.6.) і мінімальні, близькі до фактич­них величин, -за (20.10).

Формули (20.8Ы20.11) дають змогу розрахувати допустиму депресію і граничний безводний дебіт для фіксованого положення контакту газ-вода. В процесі розробки родови­ща в міру відбору газу і зниження пластового тиску контакт газ-вода піднімається. Пе­реміщення газоводяного контакту враховується шляхом заміни в наведених формулах на на на і на Відповідно перемінними будуть

Орієнтовно для прогнозних розрахунків різницю між початковим і поточним значення­ми газонасиченої товщини можна визначати за формулою

(20.12)

 

де. - коефіцієнт абсолютної проникності, мкм²; к - коефіцієнт п'єзопровідності водоносної частини пласта, м²/с; - коефіцієнт динамічної в'язкості води в пластових умовах, мПа-с; - час розробки, доби; - дебіт свердловини, тис.м³/добу; - коефіцієнт початкової газонасиченості; - коефіцієнт відкритої пори­стості; початковий об'єм пор в газонасиченій частині пласта, м³; - відповідно стандартна і пластова температури, К; [м]; =0,1013 МПа.

Якщо середню газонасичену товщину пласта, через яку фільтрується газ, в області прийняти рівною /2, а допустиму депресію на пласт - згідно з формулою (20.9), то оптимальну величину розкриття пласта можна наближено визначити за залежністю

 

(20.13)

 

де [МПа]; [кг/м³]; [м]; А ; В відповідає максимальний безводний дебіт. Йогообчислюють за формулою (20.6), в якій знаходять згідно з співвідношенням (20.9), а замість А і В підставляють нові зна­чення цих параметрів:

(20.14)

Підвищення продуктивності газових свердловин в пластах з підошовною водою досяга­ється створенням штучної перегородки (бар'єру) нижче інтервалу перфорації шляхом зака­чування безпосередньо в пласт або в тріщину, утворену напрямленим гідророзривом, хімічних реагентів (рідких смол фенол-формальдегіду, алкіду, вінілу, сечовино-формаль-дегіду та ін), цементного розчину тощо. Штучна перегородка повинна встановлюватися на пласта буде відповідати максимальному безводному дебіту. такій відстані від контакту газ-вода,

при якій залишкова розкрита частина товщини. Товщина штучної перегородки не обме­жується і може становити від часток метра аж до поверхні контакту газ-вода. Чим більший радіус перегородки, тим вищий гранично безводний дебіт свердловини. Проте надто великі розміри перегородки приводять до істотних втрат пластової енергії у межах створеної пере­городки і відповідно до зменшення вибійного тиску. Найбільш прийнятним з точки зору техніки і технології варіантом є перегородка з радіусом до 10 м.

Граничний безводний дебіт свердловини з перегородкою можна наближено оцінити за формулою

(20.15)

де . - радіус перегородки, м; визначається за формулою (20.9).

Згідно з дослідженнями С.М.Бузінова і Г.Назджанова, збільшити дебіт і продовжити період безводної експлуатації газових свердловин в пластах а підошовною водою можна створенням у привибійній зоні пласта підземних резервуаров великого діаметра, тобто експ­луатацією свердловин за схемою "Сепаратор". Другим напрямом підвищення ефективності розробки газових родовищ з підошовною водою, запропонованим вказаними авторами, є здійснення спільного відбору газу і води з моменту уведення свердловини в експлуатацію. Для цього газонасичена частина пласта розкривається в свердловинах на всю товщину, а башмак ліфтових труб спускається до нижніх отворів інтервалу перфорації. При такій сис­темі розкриття пласта практично відсутнє конусоутворення у зв'язку з виносом на поверхню всієї води, яка надходить на вибій свердловини, і одночасно істотно зростає дебіт газу за ра­хунок збільшення інтервалу припливу його в свердловину. Збільшення продуктивності газо­вих свердловин забезпечує стабільну роботу їх з водою протягом тривалого періоду і створює умови для форсованої розробки газового родовища. У міру виснаження пластової енергії слід застосовувати механізовані методи для виносу рідини на поверхню.

При надходженні на вибій підошовної води свердловини періодично зупиняють для осідання конуса води. З метою збільшення швидкості осідання конуса доцільно проводити закачування в свердловину після її зупинки газу високого тиску з облямівкою водного роз­чину ПАР, а також зупиняти за заданою програмою навколишні свердловини, щоб усуну­ти вплив депресійних воронок від їх роботи на процес осідання підошовної води.