Проблемы самозадавливания скважин газовых месторождений Западной Сибири

Эксплуатация газовых месторождений на позднем этапе разработки сопровождается снижением пластового давления и поступлением пластовой воды, скорость газа в эксплуатационной колонне со временем начинает падать. В результате изменяется характер течения жидкости у стенок труб, происходит образование в трубах жидкостных пробок и, в конечном счете, на забое накапливается жидкость. Увеличение объема жидкости в эксплуатационной колонне действующей скважины может уменьшить ее производительность либо полностью остановить добычу газа.

В немногих газовых скважинах добывается совершенно сухой газ. В определенных условиях жидкость может образовываться непосредственно в стволе газовой скважины. При снижении температуры и давления потока газа к поверхности из него могут конденсироваться как углеводороды (конденсат), так и вода. В некоторых случаях жидкость может попадать в ствол скважины в результате притока воды из подстилающего водоносного горизонта

Естественные науки

или других источников. В дальнейшем из-за скопления воды на забое слабосцементированные пласты увлажняются, и песок с газом начинает поступать в скважину.

Образующиеся на забое скважины песчаноглинистые пробки, постепенно накапливаясь, перекрывают интервал перфорации и уменьшают вскрываемую эффективную толщину пласта, что существенно влияет на дебит газа. Эксплуатация скважин в таких условиях сопровождается увеличением содержания механических примесей в наземном оборудовании. Преждевременно выходят из строя штуцера, задвижки, насосно-компрессорные трубы и другое оборудование. После неоднократного проведения ремонтов по удалению из скважины песчаных пробок в призабойной зоне образуются каверны, из-за чего ускоряется разрушение призабойной зоны с интенсивным выносом песка в скважину, в результате чего газовые скважины выбывают из действующего фонда. Такое положение характерно для большинства разрабатываемых сеноманских газовых залежей Западной Сибири, считающихся приоритетными по объему добываемого природного газа.

Снижение пластового давления и дебита ухудшают условия выноса жидкости и мех. примесей с забоя скважин. Накопление воды в стволе скважины приводит к росту гидростатического противодавления на пласт и в итоге – к остановке (самоза-давливанию) скважин.

Минимальный дебит, необходимый для выноса жидкости с забоя скважины определяется по формуле 1:

Q. min = 3,3

РТ 1         1

PT^- = - =----- ¹-----(4)

P o Tz р 0.0888 P ^{- 1Й6} 9

Плотность воды можно принять:

Р 1 = 998 кг З- СЗ) м ³

После применения данного расчета можно будет подобрать технологию для эффективной эксплуатации скважин без образования песчаножидкостной пробки [1, 2].

■

g ар ^{2 рР} 2 ■ ( ^Р 1 ^{- p} 2 )

i 0,25

-

n - D D2 [  ------------------

-

T

P ■ -°-- 86,4

P0 zT

где Q_min - минимально допустимый дебит газа, тыс.м³/сут; p 1 и p 2 -плотность жидкости и газа соответственно, а - коэффициент поверхностного натяжения для воды при Р и Т ; D – диаметр канала (НКТ и ЭК), м; Р, Т – рабочие давление и температура, МПа и К соответственно; Р₀, Т₀ – давление и температура при стандартных условиях, МПа и К соответственно; z – коэффициент сверхсжимаемости при Р и Т ; g – ускорение свободного падения, м/с².

Для расчета минимального дебита могут применяться имперические коэффициенты:

Плотность газа можно рассчитать по зависимости от давления:

р = 7.49 P - 1.642 (2)

Поверхностное натяжение жидкости:

а = 0.001 ■ ( 0.0007 P ² - 0.2708 P + 71.154 ) (3)

Объемный коэффициент в зависимости от давления: