Обоснование эксплуатации одного из газовых месторождений севера Западной Сибири скважинами с увеличенным диаметром участка в интервале продуктивного пласта

Abstract

Актуальность. Обусловлена необходимостью поиска технических решений, направленных на увеличение дебитов газовых скважин, а также поиском резервов увеличения ресурса оборудования газовых промыслов. Цель. Оценка кратности увеличения дебита газовой скважины, возможностей снижения депрессии на пласт при условии сохранения прежнего дебита, а также степени снижения градиента давления на стенки скважин при увеличении ее диаметра в интервале продуктивного пласта. Методы: общие эмпирические методы, математические и статистические методы. Результаты. С учетом компонентного состава газа одного из месторождений Западной Сибири были рассчитаны ожидаемые дебиты газовых скважин различного диаметра, оценены возможности по снижению градиентов давления на стенки скважин и депрессий, что актуально с точки зрения предотвращения преждевременной обводненности и предупреждения выноса песка из газовых скважин. Основываясь на расчетных данных, авторы сделали вывод о целесообразности увеличения диаметра газовых скважин с наибольшими ожидаемыми дебитами, поскольку именно для высокодебитных скважин характерна наибольшая кратность снижения градиента давления и наибольшие возможности по снижению депрессии. Установлено, что для рассматриваемого месторождения при увеличении диаметра высокодебитной скважины (дебит от 1 млн м3/сут) со 114 до 168 мм кратность снижения градиента давления составляет 4,6 раза, для скважин с дебитами от 50 до 100 тыс. м3/сутки 2,5-2,9 раза. Также для высокодебитных скважин более существенно растут ожидаемые дебиты при увеличении их диаметра, что в свою очередь создаёт более широкие возможности по снижению депрессии на пласт

Relevance. The need to search for technical solutions aimed at increasing the flow rates of gas wells, as well as searching for reserves to increase the resource of gas field equipment. Aim. To estimate the multiplicity of increase in the flow rate of a gas well, the possibilities of reducing the depression on the formation under the condition of maintaining the previous flow rate, as well as to assess the degree of reduction of the pressure gradient on the well walls with an increase in its diameter in the interval of the productive formation. Methods. General empirical methods, mathematical and statistical methods. Results. Taking into account the component composition of gas from one of the fields in Western Siberia, the authors calculated the expected flow rates of gas wells of various diameters, estimated the possibilities of reducing the pressure gradients on the well walls and depressions, which is important from the point of view of preventing premature water cut and preventing sand removal from gas wells. Based on the calculated data, the authors made a conclusion about the advisability of increasing the diameter of gas wells with the highest expected flow rates. It is high-flow wells that are characterized by the highest pressure gradient reduction factor and the greatest potential for depression reduction. The work established that for the field under consideration, when the diameter of a high-flow well (flow rate from 1 million m3/day) is increased from 114 to 168 mm, the reduction in pressure gradient is 4.6 times, for wells with flow rates from 50 to 100 thousand m3/day it is 2.5-2.9 times. Also, for high-flow wells, the expected flow rates grow more significantly with an increase in their diameter, which in its turn creates greater opportunities for reducing depression on the formation