«Гунькина Татьяна Александровна КРИТЕРИИ СОХРАННОСТИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА В УСЛОВИЯХ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЯ ПРИ ЦИКЛИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ГАЗА Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и ...»

1

Министерство образования и наук

и Российской Федерации

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего профессионального образавания

«СЕВЕРО-КАВКАЗСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

(СКФУ)

На правах рукописи

Гунькина Татьяна Александровна

КРИТЕРИИ СОХРАННОСТИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА

В УСЛОВИЯХ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЯ ПРИ ЦИКЛИЧЕСКОЙ

ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ГАЗА

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель кандидат технических наук, доцент Васильев Владимир Андреевич Ставрополь -

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение…………………………………………..……..………….. Механизм процесса пескопроявления при эксплуатации подземного хранилища газа …………………………………..….. Пескопроявление при эксплуатации скважин ПХГ……………… 1.1 Механизм процесса пескопроявления…………………………….

1.1.1 Последствия пескопроявления…………………………………….

1.1.2 Классификация пород пласта – коллектора по устойчивости к 1. разрушению………………………………………………………… Унос частиц из пористой среды…………………………………… 1.3 Технологические методы предупреждения пескования………….

1.4 Обоснование применения инновационных технологий увеличения производительности скважин………………………… Направления развития технологий увеличения 2. производительности скважин…………………………………….. Технологическая эффективность способа увеличения диаметра 2. скважины……………………………………………………………. Схемы притока газа к скважинам………………………………….

2.3 Приток газа к горизонтальной скважине………………………….

2.3.1 Приток газа к вертикальной трещине гидроразрыва…………….

2.3.2 Приток газа к вертикальной скважине…………………………… 2.3.3 Сравнительная оценка технологической эффективности скважин 2. различной конфигурации………………………………………….. Усовершенствание методики диагностики зоны дренирования пласта скважиной по результатам газодинамических исследований ………………………………………………………… Геолого-эксплуатационная характеристика некоторых ПХГ…..

3.1 Цели и задача диагностики………………………………………… 3.2 Модели диагностики зоны дренирования пласта при 3. установившемся притоке газа к скважине………………………… Теоретические основы диагностики ……………………………….

Модель притока газа к скважине в условно однородном пласте… Модель притока газа к скважине в зонально неоднородном 3.3. Рекомендации по оценке состояния призабойной зоны пласта… Модель притока газа к скважине в слоистом пласте……………..

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы В настоящее время в России создана развитая система подземного хранения газа, которая выполняет следующие функции:

регулирование сезонной неравномерности газопотребления;

хранение резервов газа на случай аномально холодных зим;

регулирование неравномерности экспортных поставок газа;

обеспечение подачи газа в случае нештатных ситуаций в Единой Системе Газоснабжения (ЕСГ);

создание долгосрочных резервов газа на случай форс-мажорных обстоятельств добычи или транспортировки газа.

Подземные хранилища газа (ПХГ) являются неотъемлемой частью ЕСГ России и расположены в основных районах потребления газа.

определяется продуктивностью эксплуатационных скважин в цикле отбора и их приемистостью в цикле закачки газа, а также длительностью межремонтного периода, которая в основном связана с интенсивностью разрушения призабойной зоны пласта, что приводит к выносу песка в скважину, кольматации и абразивному износу подземного оборудования. Разрушению призабойной зоны способствуют высокие градиенты давления на стенке скважины при фильтрации газа, прорыв пластовой воды при необоснованной депрессии на пласт, изменение направления фильтрационных потоков при отборе и закачке газа, нерегулируемое исследованиях скважины). Помимо разрушения пласта возможно образование проводимости. Выявление локальных каналов фильтрации возможно как геофизическими методами, так и по результатам газодинамических исследований.

Важнейшим критерием сохранности призабойной зоны пласта является критический градиент давления при фильтрации газа, зависящий от степени устойчивости пласта к разрушению, а также от неоднородности пласта (зональной и слоистой) по гидропроводности.

К настоящему времени разработаны технологии, направленные на сохранность призабойной зоны пласта, среди которых наиболее распространёнными являются крепление призабойной зоны, изоляция водопритоков, бурение скважин большого диаметра и другие. Однако используемые в настоящее время технологии затратные и не являются универсальными.

Диссертационные исследования направлены на выявление инновационных технологий, обеспечивающих не только сохранность призабойной зоны пласта, но и повышение дебита при обоснованном градиенте давления при фильтрации газа (увеличение диаметра скважины в интервале продуктивного пласта, бурение горизонтальных боковых стволов и гидравлический разрыв пласта).

Целью работы является обоснование критериев сохранности призабойной зоны пласта в условиях пескопроявления при циклической эксплуатации подземных хранилищ газа.

Основные задачи исследований математически обосновать критический градиент давления при фильтрации газа и связанные с ним дебит и депрессию на пласт.

2. Рассмотреть возможность использования инновационных технологий, которые обеспечивают критические градиенты давления, предупреждающие пескопроявление при условии кратного увеличения производительности скважин. Разработать универсальную методику сравнения инновационных технологий при различных схемах притока газа к скважине.

3. Усовершенствовать методику диагностики зоны дренирования пласта скважиной при установившемся притоке газа по результатам газодинамических исследований.

Научная новизна 1. Систематизированы проблемы эксплуатации подземных хранилищ газа в условиях пескопроявления, основными из которых являются разрушение призабойной зоны пласта, вынос песка в скважину, накопление песчаных пробок, абразивный износ подземного и наземного оборудования. На основании проведенного анализа сформулированы критерии сохранности призабойной зоны пласта, основным из которых является критический градиент давления на стенке скважины.

2. Разработана методика для расчета размеров зоны дренирования пласта горизонтальной скважиной, вертикальной скважиной увеличенного диаметра, а также вертикальной трещиной гидроразрыва (при определенных граничных условиях). Единый подход к расчету размеров зоны дренирования расширяет возможности обоснования предлагаемых автором инновационных технологий, направленных на обеспечение сохранности призабойной зоны пласта.

3. Впервые в практике интерпретации результатов газодинамических исследований разработан алгоритм расчета фильтрационно-емкостных параметров зоны дренирования при установившемся притоке газа к вертикальной скважине в условно однородном, в зонально неоднородном и слоистом пласте. Выполненные расчеты позволяют оценить состояние призабойной зоны пласта и забойного оборудования, что обеспечивает возможность выбора оптимального способа эксплуатации и (или) ремонта скважины.

Защищаемые положения 1. Универсальная методика расчета геометрических размеров зоны дренирования при различных схемах притока газа к скважине.

2. Усовершенствованная методика диагностики призабойной зоны пласта при установившемся притоке газа к скважине.

3. Расчет фактического градиента давления – основного критерия сохранности призабойной зоны пласта в процессе циклической эксплуатации подземных хранилищ газа.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности Диссертационная работа соответствует специальности 25.00.17 – разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, пунктам, указанным в формуле специальности: проектирование и управление природно-техногенными системами при извлечении из недр углеводородов (природного газа) на базе рационального недропользования, включающего экологически безопасные и рентабельные геотехнологии освоения недр.

В разделе «Область исследования» содержание диссертации соответствует пункту 2: Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа.

Отрасль наук – технические науки.

Апробация работы Материалы диссертационной работы докладывались на VI региональной научно-технической конференции "Вузовская наука – Северо-Кавказскому региону", Ставрополь, 2002 г.; на ХХХIII научно-технической конференции по результатам работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов СевКавГТУ за 2003 год, на ХXXV научно-технической конференции по результатам работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов Северо-Кавказского государственного технического университета за 2005 г.

Полученные автором результаты исследований включены в учебные программы подготовки магистров по направлению 131000.68 Нефтегазовой дело профиль «Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин» в СевероКавказском федеральном университете.

Публикации По теме диссертации опубликованы 9 научных работах, из них 3 статьи – в рецензируемых научных изданиях, рекомендованных ВАК Минобразования и науки РФ.

Объем работы Диссертационная работа состоит из введения, трёх глав и заключения, изложенных на 121 странице, включает 16 рисунков, 34 таблицы. Список использованной литературы включает 96 наименований.

Автор считает своим долгом выразить искреннюю благодарность научному руководителю к.т.н., доценту В. А. Васильеву за постоянное внимание, оказанное в период подготовки работы, а также к.т.н. П. Н. Ливинцеву и к.т.н.

А. В. Хандзелю, советами и консультациями которых автор пользовался в процессе проводимых исследований.

МЕХАНИЗМ ПРОЦЕССА ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЯ ПРИ

ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ГАЗА

1.1 Пескопроявление при эксплуатации скважин ПХГ В пределах ЕСГ РФ действует около тридцати подземных хранилищ газа, из них 14 созданы в истощенных месторождениях: Песчано-Уметское, ЕлшаноКурдюмское (два объекта хранения), Степновское (два объекта хранения), Кирюшкинское, Аманакское, Дмитриевское, Михайловское, СевероСтавропольское (два объекта хранения), Краснодарское, Кущевское, КанчуроМусинский комплекс ПХГ (два объекта хранения), Удмуртский резервирующий комплекс (два объекта хранения), Пунгинское, Совхозное.

Шесть ПХГ созданы в водоносных пластах: Калужское, Щелковское, Касимовское, Увязовское, Невское, Гатчинское. Кроме того ведется строительство в водоносных пластах – Беднодемьяновское, в отложениях каменной соли – Калининградское и Волгоградское [9, 57, 58].

Основные проблемы, связанные с разрушением пласта-коллектора и выносом песка в скважину, проявляются при эксплуатации ПХГ, созданных в терригенных водоносных пластах щигровского горизонта, а также в истощенных газовых месторождениях [70].

1.1.1 Механизм процесса пескопроявления Одним из важных вопросов технологии эксплуатации скважин ПХГ является борьба с песком, предотвращение образования песчаных пробок и уменьшение влияния песка.

преждевременно выходят из строя промысловые трубопроводы, штуцеры, задвижки, насосно-компрессорные трубы и другое промысловое оборудование.

Кроме того, выносимый из пласта песок может осаждаться на забое скважин, в результате чего их эксплуатация преждевременно прекращается и требуется ремонт [85].

В литературе за основную причину выноса песка в скважину принимают разрушение призабойной зоны пласта (ПЗП), которая является следствием возникновения напряжений в породе при фильтрации пластовой жидкости (газа, воды и их смесей) [10, 29, 30, 32, 36, 41, 42, 61, 65, 79].

Разрушение ПЗП происходит, когда эти напряжения превышают предел прочности горной породы. В связи с этим, основными направлениями предупреждения разрушения ПЗП принято считать [2, 8, 48, 66, 77, 78, 81]:

- cнижение депрессии на пласт путем уменьшения дебита скважины;

пескозадерживающих фильтров;

- увеличение прочности горной породы в призабойной зоне пласта путем крепления ее различными полимерными связующими, смолами или цементом.

водонасыщенность и фазовую проницаемость для жидкости;

- увлажнение ПЗП для увеличения плотности несвязного песка.

В промысловой практике признаками пескопроявления принято считать:

- поступления песка с продукцией скважины на поверхность;

- изменение отметки забоя скважины (накопление песчаной пробки);

- cнижение продуктивности или приемистости скважины, как следствие накопления на забое песчаной пробки или кольматации фильтра [35].

При интенсивном пескопроявлении отмечается абразивный износ забойного оборудования (механических фильтров, каркасов гравийных фильтров) и перфорационных отверстий; cмятие эксплуатационных колонн в интервале перфорации. При освоении скважин с высокими депрессиями образуются значительные по высоте песчаные пробки в колонке НКТ. Такие же пробки иногда образуются при остановке эксплуатационных скважин.

Несмотря на многолетний опыт эксплуатации пескопроявляющих скважин до настоящего времени отсутствует достаточно обоснованная модель разрушения коллектора и математическое описание процессов, протекающих в системе пласт-скважина.

Прежде всего, необходимо определить терминологию процессов.

Пескопроявление – поступление песка в скважину при дренировании слабоустойчивых пород. Гранулометрический состав выносимого в скважину песка включает обычно мелкие фракции. Пескопроявление может наблюдаться в течение всего срока эксплуатации скважины, т.е. десятки лет.

Разрушение призабойной зоны пласта – это интенсивный вынос в скважину песка с разрушением скелета породы, образованием каверн, каналов различных геометрических форм и размеров. Гранулометрический состав выносимого при этом песка идентичен составу по керну.

Если пласт состоит из рыхлого песка, то при большой скорости газ уносит с собой часть песка. Нижняя часть скважины до какой-то высоты заполняется песком. Высота песчаной пробки бывает разная. Промежутки песка заполняются мелкими частицами породы. Скважина сначала уменьшает дебит, а затем совсем перестает давать газ, так как забита песком и мелкими частицами породы.

Образование песчаных пробок – это накопление песка на забое скважины при дебитах ниже некоторого критического. Песчаная пробка может накапливаться стабильно, непрерывно в течение длительного времени, но может образоваться мгновенно, катастрофически. Песчаная пробка может образовываться при остановке действующей скважины, даже с высоким дебитом, но содержащей в продукции много песка. В этом случае происходит закупорка скважины, и требуются капитальные ремонтные работы. Возможно образование «висячих» пробок по длине колонны НКТ.

Таким образом, при рассмотрении процессов переноса песка в системе «пласт - скважина» необходимо выделять отдельные элементы этой системы:

пласт, ПЗП, забой скважины, колонну НКТ.

1.1.2 Последствия пескопроявления Всякое пескопроявление приводит к отрицательным последствиям:

- разрушение пласта-коллектора как в призабойной зоне, так и вдали от скважины. Наиболее интенсивное разрушение отмечается в подкровельной части пласта, сложенной рыхлыми породами. Это может привести к обрушению кровли пласта и, как следствие, к смятию эксплуатационной колонны и нарушению герметичности заколонного пространства;

- кольматация забойных защитных устройств (фильтров) с последующим разрушением каркаса фильтра и образованием локальных каналов фильтрации, что еще более усугубляет процесс разрушения пласта, при этом вымывается гравийная засыпка;

- абразивный износ подземного и наземного оборудования скважин и газопроводных систем (трубопроводов, запорных устройств, сепарационного оборудования).

- накопление песчаных пробок на забое скважины; проницаемость песчаной пробки, сложенной мелкими фракциями, может быть нулевой, поэтому уменьшается работающая толщина пласта работающий интервал перфорации, или работающая длина забойного фильтра).

- образование при работе скважины висячих (псевдоожиженных) песчаных пробок ниже башмака и в самой колонне НКТ. При остановке скважины взвешенный песок оседает на забой, что приводит к прихвату нижней части колонны НКТ.

- заполнение колонны НКТ залповым выбросом больших объемов песка при освоении скважины компрессорным способом.

Процессы пескопроявления связаны с условиями фильтрации газа в призабойной зоне пласта, поэтому оценка состояния ПЗП и выявление причин пескопроявления является важнейшей задачей научных и практических исследований, направленных на создание новых технологий.

1.2 Классификация пород пласта - коллектора по устойчивости к разрушению Дадим характеристику основных типов горных пород слагающих пласт коллектор.

1) Песок несцементированный. По содержанию зерен определенного размера (содержание обломков более 10 %) разделяют (по Г. Н. Каменскому) на:

- грубозернистый песок с размером частиц – 2 - 1 мм;

- крупнозернистый песок – 1,0 - 0,5 мм;

- среднезернистый песок – 0,5 - 0,25 мм;

- мелкозернистый песок – 0,25 - 0,1 мм.

Порода может включать более мелкие фракции: алевролитовую (0,1мм) и пелитовую (менее 0,01 мм), а также глинистые. Песчаные породы, содержащие не менее 10 % других фракций, называют соответственно глинистыми, алевролитистыми и т.д.

Песок несцементированный обычно имеет большой коэффициент пористости (до 0,40 - 0,50). Коэффициент проницаемости пропорционален квадрату эффективного диаметра зерен. Наличие мелких фракций (алевролитов, пелитов, глин) уменьшает коэффициент пористости до 0,25 - 0,3. Глины выступают в качестве связки и при их содержании в объеме пор до 60 - 70%, коэффициент пористости уменьшается до 0,1 - 0,17, а коэффициент проницаемости до нуля. В песках каналами фильтрации являются межзерновые поры.

Глинистая связка незначительно увеличивает устойчивость песка к механическому разрушению при фильтрации газа. При контакте с водой глины разбухают и устойчивость песка снижается.

2) Песчаник – это пески после вторичной цементации обломочного материала химическими осадками, выделившимися из водных растворов (растворимые щелочные и щелочноземельные соли). Содержание цементной связки может достигать 60 – 70 % от объема пор (карбонатность до 40 %).

Цементная связка повышает существенно прочность горной породы на разрыв, но снижает коэффициент пористости и коэффициент проницаемости.

Песчаники подвержены растрескиванию вследствие сокращения объема породы при охлаждении, дегидратации, а также вследствие напряжений в земной коре, возникающих при тектонических подвижках. Коэффициент трещиноватости обычно не превышает 0,1. Песчаники могут содержать глинистые фракции (песчаник глинистый).

При определенных условиях песчаник глинистый дробится на отдельные конгломераты с низкой степенью сцепления. В песчаниках каналами фильтрации являются поры, не заполненные цементом, и трещины, причем проводимость трещин может быть существенно выше проводимости пор.

3) Известняки – продукт механического осаждения в воде карбонатов кальция. Карбонатность известняков достигает 98 %. Известняки плотные не обладают первичной пористостью. Коллекторские свойства известняков характеризуются трещиноватостью, как и песчаники. При фильтрации по трещинам воды, содержащей углекислоту, образуются каверны и другие пустоты растворения.

В определенных условиях известняки доломитизируются, идет замещение кальция магнием, и известняк СаСО3 переходит в доломит (СаМg)СО3. Степень доломитизации может быть различная, поэтому выделяют известняки доломитизированные. При этом объем породы сокращается до 12 %, что также приводит к образованию трещин и разрывов.

характеризующие разрушение пласта-коллектора:

1) Вынос мелких фракций (алевролитовых, пелитовых, глинистых) в песках и слабосцементированных песчаниках.

Размер выносимых фракций соизмерим с размером пор и трещин и на порядок меньше размера зерен породы. Прорыв воды к газовой скважине существенно интенсифицирует вынос мелких фракций, как за счет значительного снижения адгезионных сил сцепления, так и за счет более высокой вязкости воды по сравнению с вязкостью газа.

Перенос мелких фракций может отмечаться и в самом пласте, например, на фронте вытеснения газа водой.

2) Размыв скелета породы (несцементированных песков). При критических градиентах давления происходит разжижение песка и вынос его из пласта в скважину. Гранулометрический состав выносимого песка соответствует составу самой породы. Механизм выноса таких фракций описан на основе физической модели псевдоожижения в работе [19], в которой показано, что условие выноса несцементированных песков – равенство градиента сил трения при фильтрации газа градиенту силы тяжести.

При радиальной фильтрации это условие имеет вид:

где dP/dr – градиент сил трения, зависящий от закона фильтрации газа (линейный или квадратичный); п, ж – плотность породы и фильтрующейся жидкости;

g – ускорение силы тяжести.

3) Разрушение скелета породы (слабосцементированные песчаники).

Условие разрушения можно записать в виде:

где ц – прочность цемента на разрыв; lп – линейный размер зерен породы.

4) Разрушение рыхлых пород (песчаники глинистые). Отмечается вынос конгломератов, условие разрушения:

где к – прочность на разрыв глинистой связки, lк – линейный размер конгломератов.

5) Разрушение плотных пород (песчаники, алевролиты). Отмечается разрушение скелета породы, обрушение кровли пласта, условие разрушения:

где С – сцепление горной породы.

Разрушение скелета породы отмечается при значительных градиентах давления при фильтрации газа, особенно в условиях форсированного отбора и при освоении скважины компрессорным способом после прорыва газа (воздуха) из затрубного пространства в колонну НКТ, а также при наличии локальных каналов фильтрации.

Общепринято считать, что в карбонатных коллекторах (известняки, доломиты и др.) выноса мелких фракций и разрушение скелета породы не происходит.

Однако следует отметить еще один источник выноса механических примесей. Это, в первую очередь, внесенные в пласт в процессе его вскрытия бурением продукты разрушения самого пласта, твердая фаза промывочной жидкости, продукты коррозии и абразивного износа наземного и подземного оборудования и инструмента при закачке газа. Эти привнесенные со стороны механические примеси проникают по фильтрационным каналам вглубь пласта на значительное расстояние и в большом количестве, пропорционально размерам фильтрационных каналов. Объем этих механических примесей периодически восполняется при капитальном ремонте скважины, в том числе при проведении геолого-технических мероприятий (ГТМ). Основная масса этих механических примесей может быть удалена из пласта в первые месяцы работы скважины, но их вынос отмечается на протяжении нескольких лет.

1.3 Унос частиц из пористой среды В процессе переноса частиц в пористой среде участвуют в основном мелкие фракции при сохранении в целостности скелета породы. Максимальный размер переносимых частиц, очевидно, зависит от размера пор. Расчеты показывают, что в монодисперсном материале шаровидной формы размер пор изменяется от 0, (кубическая укладка зерен) до 0,113 (укладка зерен ромбоэдрическая) по отношению к размеру частиц.

Экспериментальные исследования показывают, что в насыпном материале коэффициент пористости соответствует таковому при кубической укладке (m = 0,4 - 0,5). Следовательно, можно предположить, что скелет породы составляет частицы с размером более диаметра de50, соответствующего 50 % содержанию на кривой гранулометрического состава. Более мелкие частицы составляют так называемую глинистую связку. С увеличением содержания этой связки коэффициент пористости уменьшается. Хоу и Хедсон [62] приводят экспериментальные материалы о влиянии содержания глинистой связки на коэффициент пористости среды, составленной из зерен диаметром 0,787 мм.

Увеличение содержания связки до 22,7 % уменьшает коэффициент пористости с 0,51 до 0,274.

Таким образом, из пористой среды могут уноситься частицы с размером менее 0,4 de50.

В горных породах, тем более под давлением, укладка частиц скелета будет более тесная, приближающаяся к ромбоэдрической. При такой укладке размер уносимых частиц должен быть на порядок меньше размера зерен скелета. При наличии каверн, промытых каналов размер уносимых частиц будет больше.

Возможен и вынос частиц скелета породы. Так, по Щелковскому ПХГ основной скелет породы составляют частицы с размером от 50 до 150 мкм, при этом de50 = 80 мкм. Следовательно, в переносе должны участвовать частицы с максимальным размером 10 мкм. Однако по данным анализа уносятся частички до 40 мкм. Изучение шлифов кернов на микроскопе позволило установить наличие каверн шириной до 60 мкм.

Следует обратить внимание на тот факт, что не все частички могут участвовать в процессе переноса.

Для частиц менее 30 мкм на псевдоожижение слоя оказывают влияние силы взаимодействия между частичками, которые становятся соизмеримыми с силами гидродинамического воздействия. Такими силами могут быть силы молекулярного взаимодействия, кулоновские силы, капиллярные силы. При наличии жидкости в гидрофильных системах образуются гидратные (сольватные) оболочки на поверхности зерен. Возникают структурные связи довольно существенные для частичек мельче 75 мкм. Под действием этих сил происходит агломерация, слипание частичек, уплотнение материала.

Дополнительная энергия, которую нужно подвести к частичке, чтобы преодолеть межзерновые связи и стронуть ее с места, иногда в два - три раза превышает затраты энергии на установившееся транспортирование.

Условие отрыва частички от массы породы записывается в виде [75, 76]:

где Fn – сила гидродинамического давления на частицу со стороны движущейся газа (жидкости); Fp – сила воздействия потенциального поля сил гидравлического трения; Fg – cила тяжести; Fa – cилы межзернового взаимодействия (силы адгезии).

Так, с учетом сил адгезии при ламинарном режиме фильтрации жидкости (газа), условие (1.5) записывается в виде:

– плотность среды, – скорость потока движущейся газа (жидкости), где с Sе – площадь миделева сечениячастицы, µ с – коэффициент динамической вязкости среды, k – коэффициент проницаемости среды,Vе – объем частицы, g – ускорение силы тяжести, – разность плотностей частицы и среды Отсюда можно найти скорость страгивания частицы c. Расчеты показывают, что сила гидродинамического давления на частицу со стороны движущейся газа (жидкости) Fn пренебрежимо мала и условие (1.6) приводится к виду Тогда скорость страгивания будет Формулу (1.8) можно представить в таком виде где m – скорость движения частицы во взвешенном состоянии, что соответствует условию уравнения (1.1) для радиальной фильтрации газа по линейному закону Дарси.

Сила адгезии имеет порядок Fa = 10-8…10-7 Н, поэтому для частицы песка диаметром 10 мкм скорость страгивания будет в 1000 раз больше скорости транспортирования. Для частицы диаметром 100 мкм – с = 2m.

Соответственно, требуется и больший градиент сил трения при фильтрации газа.

Таким образом, необходимо оценивать размер уносимых частиц по двум граничным условиям: прохождение через каналы фильтрации и отрыв от массы пород.

Из формулы (1.8) получаем обобщенный критический градиент давления для линейного закона Дарси фильтрации газа:

где с – плотность фильтрующейся среды.

В таблице 1.1 приведены расчетные значения критического градиента давления для частичек породы различного диаметра при фильтрации жидкости и газа. В расчетах принято: п = 2600 кг/м3; ж= 1050 кг/м3; г= 56 кг/м3, Fа = 10-8 Н.

Таблица 1.1 – Расчетные значения критического градиента давления для выноса частичек породы различного диаметра при фильтрации жидкости и газа Как видно из таблицы, силы адгезии влияют на критический градиент давления при фильтрации газа (жидкости) для выноса частичек породы диаметром менее 30 мкм.

КасимовскогоПХГ из пласта будут выноситься фракции песка диаметром более 20 мкм.

1.4 Технологические методы предупреждения пескования Технологические методы связаны с изменением режима работы скважин, в частности, с регулированием дебита газа в большую или в меньшую сторону.

Уменьшение дебита газа понижает градиент давления до критического и, соответственно, предотвращает поступление песка на забой скважины. Однако этот метод экономически не выгоден.

Одним из методов предотвращения выноса мелких фракций песка является отработка скважины при закритических дебитах, но без разрушения скелета породы, с последующим снижением дебита скважины до оптимального по затратам энергии.

Рамки использования технологического метода можно расширить путем удаления из пласта мелких фракций при форсированных отборах газа. Метод описан в работе [44] и испытан на месторождениях Газли и Шебелинское. Суть метода заключается в циклическом форсировании отбора газа из скважины, при дебитах выше критического. Однако в этом случае необходимо предусмотреть отделение песка непосредственно у скважины, чтобы исключить эрозионный износ и засорение трубопроводных коммуникаций.

На месторождении Газли, где пласт - коллектор сложен достаточно прочным песчаником, критический дебит газа составляет 200 тыс. нм3/сут.

Циклическое форсирование отбора газа с выносом из пласта мелких фракций песка (до 40 мкм) позволило довести критический дебит до 1200 тыс. нм3/сут.

Разрушение скелета породы не отмечалось.

На Шебелинском газоконденсатном месторождении пласт - коллектор сложен слабосцементированными алевролитами [49]. Критический дебит газа не превышает 70 тыс. нм3/сут. Циклическое форсирование отбора газа не обеспечивало очистку пласта от мелких (алевролитовых) фракций. С увеличением отбора газа интенсивность поступления песка в скважину увеличивалась. При дебитах газа более 200 тыс. нм3/сут отмечалосьразрушение скелета породы. По технологическому режиму был принят дебит 200 тыс. нм3/сут при условии выноса только мелких фракций песка.

Таким образом, технологический метод ограничения пескопроявления, обладая существенными преимуществами, может реализоваться на отдельно взятом месторождении с учетом прочности пласта - коллектора и возможности прорыва к скважине пластовой воды.

слабосцементированных песках и песчаниках за счет создания искусственной призабойной зоны пласта из прочных высокопроницаемых материалов. Создание такой зоны радиусом 1 м позволит увеличить критический дебит газа на порядок.

Однако и в этом случае следует предусмотреть безводную эксплуатацию скважин.

В условиях малейшего поступления пластовой воды необходимо проводить изоляцию водопритоков.

С целью увеличения прочности горной породы в призабойной зоне пласта испытаны различные способы крепления ПЗП цементом, цементно-песчаными смесями, смолами, полимерами, клеящими составами. Как показала практика эффективность этих способов низкая и кратковременная. Применяемые материалы существенно снижают проницаемость ПЗП и не обеспечивают задержание мелких фракций песка.

Для обеспечения требуемых отборов пластовой жидкости (газа) необходимо увеличивать депрессию на пласт, что приводит к разрушению закрепленной зоны, образованию локальных каналов фильтрации и интенсификации выноса песка.

При повышенных депрессиях также увеличивается вероятность прорыва к скважине пластовой воды [40]. Поэтому метод крепления ПЗП в настоящее время практически не реализуется.

Наиболее перспективным методом борьбы с песком, по мнению многих авторов, является установка в скважине забойных фильтров (проволочных, порошковых, лавсановых и др.). По способу монтажа фильтры подразделяются на два типа: устанавливаемые в открытом стволе и устанавливаемые в перфорированной эксплуатационной колонне.

Назначение фильтров – обеспечить задержание мелких фракций песка. По мнению А. Д. Башкатова [10] вокруг отверстий фильтра или пор гравийной обсыпки формируется арочная структура из крупных зерен песка, которая задерживает мелкие фракции. Эти арочные структуры достаточно устойчивы при установившемся отборе газа, но разрушаются при дестабилизации режима фильтрации.

Основной недостаток фильтров – их склонность к кольматации мелкими фракциями песка, глинистыми частицами. Скважинность фильтра со временем уменьшается. Увеличение рабочей депрессии на пласт для обеспечения требуемого дебита газа приводит к разрушению фильтра, образованию локальных каналов фильтрации и интенсификации выноса песка.

Опыт установки гравийных фильтров в скважинах Касимовского ПХГ (в эксплуатационной колонне или в открытом стволе), показал, что уже в первые месяцы эксплуатации фильтры практически полностью кольматируются. К настоящему времени, как показывает анализ данных газодинамических исследований, многие фильтры потеряли свою гравийную обсыпку, каркасы фильтров разрушены, работают отдельные отверстия диаметром до 10 см.

(промывки) [35], что невозможно осуществить на практике.

Из вышеизложенного следует, что ни крепление ПЗП, ни установка фильтров не защищают скважину от песка, а технологические методы либо ограничивают отбор газа, либо требуют индивидуального подхода к каждой скважине после пуска ее в эксплуатацию.

Приходится, таким образом, мириться с фактом пескопроявления. В этом случае задача сводится к выбору технологии эксплуатации скважин, обеспечивающей вынос песка на поверхность.

Карбонатные коллекторы и сильносцементированные песчаники обычно устойчивы к разрушению и не склонны к пескованию скважин. Однако неоднородные, глинизированные, рыхлые, перемятые породы могут обладать сравнительно низкой устойчивостью к разрушению из-за ослабления сил сцепления между отдельными конгломератами.

Известно [79], что прочность породы на разрыв составляет порядка 10 % от прочности на сжатие, которая, в свою очередь, зависит от содержания цементирующего вещества.

На месторождении Газли (карбонатные коллекторы) разрушение скелета породы не отмечалось при дебитах скважин до 1300 тыс. нм3/сут. На Анастасиевско-Троицком месторождении коллектор, чередование песков, алевритов, песчаников и алевролитов), катастрофический вынос песка и породы отмечается при дебитах газа порядка 150 - 200 тыс. нм3/сут. На Касимовском ПХГ вынос кусков породы размером до 2 - 3 см наблюдается при дебитах газа 700 тыс. нм3/сут, что соответствует прочности породы на растяжение р = 0,4 МПа. Опыты ОАО «СевКавНИПИГаз» по фильтрации воздуха через песок, предварительно насыщенный водой, а затем высушенный, показали, что разрушение породы (выброс песка) отмечается при скорости фильтрации 3 м/с, что соответствует прочности на разрыв 0,12 МПа.

Интенсивность выноса мелких фракций песка и разрушения скелета породы увеличивается с появлением пластовой или конденсационной воды в призабойной зоне пласта.

Проявляется, так называемый, суффозионный размыв пласта, аналогичный процессу псевдоожижения. Возможно образование плывуна. Примером таких условий служит Щелковское ПХГ, где пласт в цикле отбора газа практически полностью заводняется.

При фильтрации воды критические скорости снижаются, по крайней мере, в 60 раз. Присутствие воды, к тому же, уменьшает адгезионные силы, приводит к разжижению глинистой связки, прочность породы снижается.

Так, по нефтяной залежи Анастасиевско-Троицкого месторождения интенсивный вынос песка начинается при дебитах скважин 5 - 10 м3/сут. При освоении скважин после ремонта компрессором отмечается катастрофический вынос песка с заполнением колонны НКТ до устья.

Таким образом, выявленный механизм пескопроявления и предложенные нами формулы для расчета критического градиента давления при фильтрации газа позволяют прогнозировать процессы, протекающие в пласте, как на стадии проектирования, так и при эксплуатации скважин. Должна быть пересмотрена концепция использования забойных фильтров (в том числе, гравийных), технология освоения скважин после бурения и ремонтных работ, конструкция забоя скважины в конкретных условиях ПХГ.

ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ИННОВАЦИОННЫХ

ТЕХНОЛОГИЙ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН

2.1 Направления развития технологий увеличения производительности скважин производительности эксплуатационных скважин ПХГ:

1. Технологическое:

- увеличение давления газа в активном объеме подземного хранилища;

- увеличение давления нагнетания газа в эксплуатационных скважинах в период закачки газа [3];

- снижение гидравлических сопротивлений в призабойной зоне пласта и в забойном оборудовании (очистка призабойной зоны пласта, удаление фильтров);

снижение гидравлических сопротивлений в колонне насоснокомпрессорных труб и в устьевом оборудовании (увеличение диаметра НКТ и фонтанной арматуры).

- бурение новых скважин большого диаметра;

- бурение новых горизонтальных скважин, в том числе с боковыми стволами;

- увеличение диаметра ствола существующих скважин;

горизонтальных скважин;

- гидравлический разрыв пласта.

Из обзора литературного материала следует несколько направлений воздействия на призабойную зону пласта:

- очистка ПЗП химическими методами [53, 54, 56,59, 82, 84];

- удаление закольматированной зоны пласта с расширкой ствола скважины механическими, гидравлическими и химическими способами [29, 34, 37, 38, 82, 87];

- выход за пределы закольматированной зоны пласта путем бурения горизонтальных боковых стволов, гидравлического разрыва пласта [11, 28, 46, 67, 68, 83, 88].

Очистка призабойной зоны химическими методами применяется достаточно широко, но эффект воздействия кратковременный и незначительный.

инновационные технологии для сохранности призабойной зоны пласта в бесфильтровых скважинах увеличенного диаметра, в скважинах с боковым горизонтальным стволом и в скважинах с трещиной гидроразрыва.

Эффективность той или иной технологии необходимо оценивать по нескольким критериям:

- увеличение дебита скважины при сохранении депрессии на пласт, которая препятствует обводнению скважины;

- снижение депрессии на пласт с целью рационального использования пластовой энергии при сохранении дебита скважины;

- увеличение дебита скважины при сохранении градиента давления на стенке скважины, определяющего разрушение пласта - коллектора и вынос породы (песка) из пласта в скважину.

Основная цель новых технологий – обеспечение критических градиентов давлений, предупреждающих пескопроявление при условии кратного увеличения производительности скважин.

2.2 Технологическая эффективность способа увеличения диаметра скважины Одним из направлений научно-технического прогресса в газовой промышленности является бурение скважин большого диаметра как способа увеличения дебита, уменьшения депрессии на пласт, сокращения энергозатрат на извлечение газа из пласта и его транспорт. Для высокодебитных скважин (более 500 тыс. нм3/сут) эта технология позволяет использовать насосно-компрессорные трубы диаметром более 125 мм и уменьшить потери давления на трение при движении газа от забоя до устья. Однако бурение скважин большого диаметра требует больших капитальных вложений.

Для малодебитных скважин достаточно расширить ствол в интервале продуктивного пласта или создать каверну в призабойной зоне, что можно реализовать на стадии освоения скважины после бурения или при капитальном ремонте действующих эксплуатационных скважин в пластах различного литологического состава и структуры фильтрационных каналов.

Теоретические основы оценки эффективности увеличения диаметра ствола скважины рассмотрены В. Н. Щелкачевым и Б. Б. Лапуком в работе [89]. Были выведены формулы дебита скважин при различных условиях установившегося притока к ним жидкостей и газов. Влияние радиуса скважины на её производительность устанавливается из условия типа притока пластовой жидкости к скважинам. Авторами [89] сделан вывод, что увеличение радиуса в какое-то число раз сильнее сказывается на дебите, чем уменьшение радиуса в то же число раз.

Многие практические решения вопроса об увеличении диаметра газовых скважин изложены Ю.П. Коротаевым и др. [51] на примере разработки Вуктылского газоконденсатного месторождения.

Рассматривалась продуктивность усредненной скважины в зависимости от коэффициента фильтрационных сопротивлений А и диаметра эксплуатационной колонны (168 мм, 146 мм, 125 мм).

Авторы не исключают возможности создания специальных конструкций скважин с ещё большей пропускной способностью.

Из работ последнего десятилетия можно отметить статьи В. А. Васильева и соавторов [18, 20, 21].

В статье [18] сформулированы цели и задачи способа увеличения диаметра скважины и достигаемые при этом результаты (рисунок 2.1).

Рисунок 2.1 – Цели и задачи способа увеличения диаметра скважин В. А. Васильевым и др. [20, 21] выполнен анализ изменения дебита скважины, депрессии на пласт и градиента давления на стенке скважины, а также энергосберегающего дебита при кратном увеличении диаметра скважины.

При анализе использовались следующие обозначения:

Рпл – депрессия на пласт, Рпл - пластовое давление; Рзаб – забойное давление; Р2 – условное обозначение величины Р2 = Pпл2– Рзаб2; Qо – дебит газа при нормальных условиях;

А, В – коэффициенты фильтрационных сопротивлений; Rк – радиус зоны n – кратность увеличения радиуса скважины; а и b – коэффициенты, учитывающие геометрию забоя скважины:

Авторами [20, 21] получены следующие формулы для расчета:

- степень изменения депрессии на пласт - степень изменения дебита скважины:

- степень изменения градиента давления:

В таблице 2.1 приведены результаты расчета значений Q, P и град при кратности увеличения радиуса скважины n = 2, 3, 4 и различных значениях дебита Расчеты при Qо 0 соответствуют линейному закону Дарси [6, 7], а при Qо – квадратичному закону А. А. Краснопольского [6, 7].

Таблица 2.1 – Степень изменения дебита скважины Q, депрессии на пласт P и градиента давления град при кратности увеличения радиуса скважины n Из таблицы следует, что с увеличением диаметра ствола скважины в интервале продуктивного пласта дебит скважины увеличивается, депрессия на пласт уменьшается, значительно снижается градиент давления на стенке скважины.

Следует отметить, что эффективность увеличения диаметра ствола газовых скважин существенно выше, чем нефтяных. Это обусловлено проявлением нелинейных фильтрационных сопротивлений. В нефтяных скважинах обычно проявляется линейный закон Дарси (аналог условию Qо 0 в таблице 2.1).

В статье [18] дается оценка эффективности скважин увеличенного диаметра по критерию энергосбережения:

- степень изменения энергосберегающего дебита - степень изменения депрессии на пласт В таблице 2.2 приведены результаты расчета степени изменения параметров энергосберегающего режима работы при кратности увеличения радиуса скважины n = 2, 3, 4 (для типовой скважины при Rк = 250 м, rс = 0,1 м).

Таблица 2.2 – Степень изменения параметров энергосберегающего режима работы скважины увеличенного диаметра Из таблицы 2.2 видно, что увеличение диаметра скважины увеличивает и энергосберегающий дебит, и энергосберегающую депрессию на пласт, по крайней мере, в 2 3 раза, что является немаловажным как при подземном хранении газа, так и при разработке газовых месторождений.

Полученные выводы позволяют предположить, что в определенных горногеологических условиях вертикальные скважины с расширенным стволом в интервале пласта-коллектора по продуктивности будут соизмеримы с другими инновационными технологиями (бурение боковых горизонтальных стволов, гидравлический разрыв пласта и др.) В последние годы большое внимание уделяется способу увеличения диаметра ствола скважины с целью удаления слоев породы, загрязненных буровым раствором и цементом.

Глубина зоны ухудшенной проницаемости пород в призабойной зоне пласта зависит от размера поровых каналов (трещин), а также типа и качества промывочной жидкости [15, 54, 72, 82]. По данным ВНИИБТ, глубина кольматации твердой фазой бурового раствора с высокой проницаемостью составляет в среднем 5 - 6 мм, а с низкой проницаемостью – 1,5 - 2 мм, что способно снизить проницаемость продуктивного пласта на 30 - 50 %. В работе А.Ф. Боярчука, В.П. Кереселидзе [15] показано, что при размерах поровых каналов и трещин в 100 мкм глубина проникновения известково-битумного раствора в пласт составила 20 - 60 см, а при 250 мкм – 130 - 150 см.

Причины ухудшения емкостно - фильтрационных характеристик ПЗП классифицированы в работе [72]:

- механические загрязнения, - физико-литологические, - физико-химические, - термо - химические.

Для условий газоконденсатных месторождений и ПХГ наибольший интерес представляют механические загрязнения, прежде всего твердыми частицами бурового и промывочного раствора. При вторичном вскрытии пласта с использованием глинистых растворов на водной основе степень загрязненности пласта составляла через один месяц после освоения 36 - 67 %, а через год – 22 По данным ВНИИнефти, на месторождениях Западной Сибири и Мангышлака в результате воздействия на пласт глинистого раствора с водоотдачей 8 - 10 см3/30 мин фильтрат проникает на глубину 2 - 3 м за двое суток и на 8 м за 1 - 5 месяцев, что ведет к ухудшению проницаемости ПЗП в 1,6 раза. Зона ухудшенной проницаемости простирается в радиусе 6,5 - 13,6 м.

Основной вывод сводится к необходимости при вскрытии продуктивного пласта использовать качественные буровые растворы на глинистой основе с последующим удалением глинистой корки и закольматированного слоя породы.

По мнению В. И. Кудинова и Б. М. Сучкова [55] увеличение диаметра скважины в 2 - 3 раза позволяет практически полностью восстановить естественную проницаемость пласта в призабойной зоне. Создание расширенного ствола приводит к изменению напряженного состояния пород призабойной зоны.

Вертикальные напряжения значительно снижаются и могут стать меньше радиальных напряжений, что создает условия для раскрытия существующих и образования новых горизонтальных трещин по плосткостям напластования пород.

Разблокирование пласта за счет удаления загрязняющего его экрана позволяет эксплуатировать скважины при значительно меньших депрессиях на пласт, что является немаловажным с точки зрения снижения темпов обводнения скважин при наличии подошвенных вод. При этом также улучшается гидродинамическая связь пласта со скважиной по всей его толщине независимо от послойной неоднородности пород, что в значительной степени выравнивает скорость фильтрационного потока в призабойной зоне, а, следовательно, снижает вероятность обводнения скважины по отдельным пропласткам.

Технология увеличения диаметра ствола скважины (УДС) в интервале продуктивного пласта путем растворения кислотой карбонатной составляющей породы описана в книге Б. М. Сучкова [82] для условия нефтяных месторождений Удмуртии. Рекомендуется использовать эту технологию при карбонатности породы более 20%.

Увеличение диаметра скважины способствует уменьшению разрушения призабойной зоны и повышению надежности конструкции открытого забоя.

Существенное повышение дебита происходит не только вследствие увеличения диаметра скважины, но и в результате растворения и выноса шлама из наиболее низкопроницаемой загрязненной зоны пласта, непосредственно примыкающей к эксплуатационной колонне.

Технология УДС позволяет увеличить диаметр ствола скважины по Удмуртии – до 25 - 35 см (при диаметре долота 216 мм), по Татарии – до 53 см, т. е. не более чем в 2 раза.

испытаний технологии УДС на скважинах Мишкинского месторождения.

Таблица 2.3 – Результаты промышленных испытаний технологии УДС на скважинах месторождений Удмуртии Номер Месторож- Эксплуата- Дебит, т/сут Q2-Q1 Q2/Q

ОПЗ ОПЗ

Лиственское Турнейский Нами выполнен анализ результатов по технологии в целом (графы 6 и 7) и с учетом увеличения диаметра скважины в 2 раза (при Rк = 150 м, rc = 0,158 м) – графа 8 и 9.

При степени увеличения диаметра скважины n= 2 дебит скважины составит:

Следовательно, за счет увеличения коэффициента гидропроводности (коэффициента проницаемости или работающей толщины пласта) получен дополнительный прирост дебита скважины:

Из таблицы 2.3 следует, что основной эффект при технологии УДС получен за счет очистки призабойной зоны пласта. Этот вывод подтверждает заключение В. Н. Щелкачева и Б. Б. Лапука о низкой эффективности увеличения диаметра ствола нефтяных скважин.

2.3 Схемы притока газа к скважинам продуктивности скважин наибольший интерес представляют три инновационные технологии: увеличение диаметра ствола скважины в интервале продуктивного пласта, бурение боковых горизонтальных стволов и гидравлический разрыв пласта. Все эти технологии достаточно объемно рассмотрены в монографиях Б. М. Сучкова «Повышение производительности малодебитных скважин» [82], Т. Г. Бердина «Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин» [11], Р. Д. Каневской «Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта» [46], а также в работах многих других авторов, посвященных теоретическому решению конкретных задач [1, 13, 16, 21, 51, 60, 68, 83, 84, 90, 92, 93].

В диссертационной работе была поставлена и решена общая задача о притоке пластового флюида к скважинам различной конфигурации [24], которая позволила дать сравнительную оценку технологической эффективности отмеченных выше инновационных технологий.

Для построения поля скоростей и давлений в зоне дренирования широко используются численные методы интегрирования уравнения фильтрации в двух и трехмерном пространстве. В конечном итоге устанавливается зависимость дебита скважины от депрессии на пласт.

В то же время, предлагаемые рядом авторов приближенные формулы дают вполне приемлемые результаты в сравнении с численными методами.

конфигурации и полученные нами решения для функции геометрических размеров зоны дренирования остаются в силе и для расчета притока жидкости [24].

В литературе многие решения основаны на использовании плоской модели фильтрационных потоков.

Для решения каждой из плоских задач может быть использован метод отображения источников и стоков, эквивалентных сопротивлений, метод комплексного потенциала и другие. Более широкое применение нашел метод схематизации эллипсоидальной формой зоны дренирования.

2.3.1 Приток газа к горизонтальной скважине Рассмотрим приток газа к горизонтальной скважине, расположенной симметрично в условно однородном пласте постоянной толщины. Форму зоны дренирования примем эллипсоидальной.

Газодинамические исследования скважин, как вертикальных, так и горизонтальных, подтверждают нелинейную зависимость дебита от депрессии на пласт [6, 23, 26, 33, 43, 44, 45, 47].

Уравнение притока газа к скважине имеет вид [33, 44]:

где Рпл – пластовое давление; Рзаб – забойное давление; Qо – дебит газа при нормальных условиях; А и В – коэффициенты фильтрационных сопротивлений.

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В определяют по результатам газодинамических исследований. Аналитически эти коэффициенты для вертикальной скважины имеют вид:

где µ – коэффициент динамической вязкости газа в пластовых условиях; Ро и То – давление и температура при нормальных условиях; Ро = 1,013 105 Па; То = 273 К;

Тпл – средняя по пласту температура; zпл – средний по пласту коэффициент сжимаемости газа; k– коэффициент проницаемости; – коэффициент вихревых сопротивлений; о – плотность газа при нормальных условиях; h – толщина пласта; rc – радиус скважины по долоту; Rк – радиус зоны дренирования.

Коэффициенты А и В могут быть представлены в виде:

где а и b – коэффициенты, учитывающие свойства газа и термодинамические условия, fa(r, h) и fb(r, h) – функции геометрических размеров зоны дренирования пласта скважиной (текущего радиуса r и толщины пласта h).

Принимая за аналог модель притока газа к вертикальной скважине:

запишем уравнение фильтрации в виде:

где F – площадь фильтрации, F= 2·r·h; – скорость фильтрации.

Выразим скорость фильтрации через расход газа тогда уравнение (2.21) принимает вид:

Разделяя переменные, получаем:

Раскроем интегралы в правой части уравнения (2.24) для первой области дренирования с эллиптическими изобарами в интервале h/2 < r < Rк При постоянной толщине пласта где S – периметр зоны дренирования.

Периметр эллипса [86] где aэ – большая полуось эллипса, вэ – малая полуось эллипса, l – полудлина горизонтальной скважины (фокус эллипса), Е(к) – эллиптический интеграл второго рода, к – эксцентриситет эллипса, Значение эллиптического интеграла Е(к) можно вычислить с любой наперед заданной точностью по формуле Симпсона [86].

Для решения задачи воспользуемся приближенной формулой, полученной нами:

На рисунке 2.2 показано сравнение значений эллиптического интеграла по приближенной формуле со значениями, полученными по формуле Симпсона.

Рисунок 2.2 -Сравнение значений эллиптического интеграла по приближенной формуле со значениями, полученными по формуле Симпсона Погрешность приближенной формулы показана в таблице 2.4.

Таблица 2.4 – Аппроксимация эллиптического интеграла второго рода Е(к) Погрешность формулы не превышает 6 %.

Из (2.26) с учетом (2.27) и (2.30) получаем:

Первый интеграл в правой части уравнения (2.24) приводится к виду:

где С – произвольная постоянная.

Второй интеграл в правой части уравнения (2.24) приводится к виду:

Схематизация зоны дренирования пласта горизонтальной скважиной представлена на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3 – Схема притока газа к горизонтальной скважине:

а) - вертикальный разрез, б) – горизонтальный разрез Пределы интегрирования из схематизации зоны дренирования в первой области вэ = Rк и вэ =h/2.

Тогда интегралы (2.32) и (2.33) будут равны:

фильтрационный поток плоско-радиальный, используем решение S. D. Joshi [95]:

дренирования пласта горизонтальной скважиной принимают вид:

f b (l, h ) = При Rк >> l >> h/2 формулы (2.38) и (2.39) приводятся к виду:

Оценке дебита горизонтальных скважин при линейном законе фильтрации посвящены работы Ю. П. Борисова, В. П. Пилатовского, В. Д. Лысенко, Т. Г. Бердина, S. D. Joshi, F. M. Giger и других авторов [11, 13, 60, 71, 89, 92].

S. D. Joshi [95] дает решение задачи для функции геометрических размеров зоны дренирования пласта скважиной при схематизации границы конфокальными эллипсами:

где аэ и вэ – большая и малая полуоси эллипса.

горизонтальной скважины, то можно принять a э в э и моделировать пласт окружностью с приведенным радиусом Rк. Этому условию отвечает формула Ю. П. Борисова [13]:

В. П. Пилатовский [71] получил несколько иную формулу:

С. Н. Бузиновым [17] была исследована задача о неустановившемся притоке жидкости к горизонтальной скважине в бесконечном условно однородном пласте толщиной h. Для условия квазистационарной фильтрации при /h 1 получена формула:

Как видно из изложенного, имеется достаточная определенность в расчете функции геометрических размеров зоны дренирования пласта скважиной fa(, h).

Что же касается функции fb(, h), то решение задачи ограничено притоком газа к горизонтальной скважине, дренирующей полосообразную залежь при различных характерах изменения толщины пласта в призабойной зоне вертикальной скважины (линейном, параболическом, логарифмическом, гиперболическом) [1, 43].

Полученная в диссертационной работе формула (2.41) для расчета функции геометрических размеров зоны дренирования пластаскважиной fb(, h) вытекает из общего решения задачи о притоке газа при нелинейном законе фильтрации.

Как видно, формула (2.40) отличается от приведенных выше формул (2.43), (2.44), (2.45), (2.46) численными значениями коэффициентов под логарифмом для первой зоны фильтрации.

Сравнение расчетных значений функций fa(, h) по формулам ряда авторов приведено в таблице 2.5 при h = 10 м, rc = 0,1 м, Rк=350 м.

Таблица 2.5 – Сопоставление расчетных значений функции fa(, h) скважины Из таблицы 2.5 следует, что функция fa(, h) имеет значения одного порядка, однако предлагаемая нами формула (2.40) дает несколько заниженные результаты, следовательно, расчетный дебит газа при одной и той же депрессии будет завышен.

2.3.2 Приток газа к вертикальной трещине гидроразрыва Приток газа к вертикальной трещине гидроразрыва имеет свои особенности.

Трещина вскрывает пласт на всю его толщину. Фильтрация газа обусловлена точечным стоком, расположенным в центре эллипса с полуосями и /2, постоянными в любом поперечном сечении трещины, где – глубина трещины, – раскрытие трещины. Вторая зона фильтрации (в окрестности щели) отсутствует, т.к. фильтрация идет по всей толщине пласта от контура питания до трещины (рисунок 2.4).

Рисунок 2.4 - Схематизации зоны дренирования пласта вертикальной Фильтрационный поток газа к трещине гидроразрыва можно рассматривать подобным таковому к горизонтальной скважине (рисунок 2.3).

Пределы интегрирования при схематизации зоны дренирования пласта вертикальной трещиной гидроразрыва: вэ = Rк и вэ = / Тогда интегралы (2.32) и (2.33) будут равны:

и функции геометрических размеров зоны дренирования пласта трещиной гидроразрыва принимают вид:

При Rк >> >> формулы (2.49) и (2.50) приводятся к виду:

Раскрытость трещины не играет особой роли в величине функций fa(, h) и fb(, h).. Раскрытие трещины необходимо обосновывать исходя из допустимой скорости фильтрации газа в трещине с учетом коэффициента проницаемости проппанта.

Приток жидкости к скважине с вертикальной трещиной гидроразрыва изучен в работах Ю. М. Шехтмана, М. И. Швидлера, Р. Д. Каневской и многих зарубежных авторов [46, 88, 90, 96].

В работе Р. Д. Каневской [46] приводится формула, подобная (2.51), с несколько другим коэффициентом под логарифмом:

Из сравнения формул для расчета функций fa(, h) и fb(, h) для трещины следует, что с энергетической точки зрения более эффективна трещина гидроразрыва такой же длины, как и горизонтальная скважина. Однако в каждом конкретном случае необходимо учитывать особенности пласта-коллектора (латеральная возможность выноса песка и разрушения призабойной зоны пласта и др.).

2.3.3 Приток газа к вертикальной скважине Приток газа к вертикальной гидродинамически совершенной скважине можно рассматривать аналогично таковому к скважине с вертикальной трещиной гидроразрыва при условии, что длина трещины гидроразрыва равна нулю (=0).

гидродинамически совершенной скважиной с расширенным в n раз стволом в При этом интегралы (2.32) и (2.33) будут равны:

и функции геометрических размеров зоны дренирования пласта принимают вид:

что соответствует при n = 1 формулам подземной гидромеханики [6, 7].

горизонтальным боковым стволом или с трещиной гидроразрыва) области, отличающейся по проницаемости от удаленной части пласта, решение задачи сводится к использованию соответствующих граничных условий, а при коэффициентов фазовой проницаемости.

Приведенные решения позволяют сопоставлять различные технологии повышения продуктивности скважин на основе единой математической модели, которая представлена в виде формул для расчета функции геометрических размеров зоны дренирования пласта при линейном законе фильтрации:

- для вертикальной скважины увеличенного в n раз радиуса - для вертикальной трещины гидроразрыва, вскрывающей пласт на всю толщину - для бокового горизонтального ствола 2.4 Сравнительная оценка технологической эффективности скважин различной конфигурации Увеличение дебита газа при сохранении депрессии на пласт Обычно горизонтальные скважины и гидроразрыв пласта используют для повышения охвата пластов разработкой, особенно с зональной неоднородностью и неоднородностью по напластованию. Вместе с тем эти технологии могут использоваться для повышения продуктивности скважины при выходе за пределы закольматированной зоны пласта путем бурения горизонтальных боковых стволов или гидравлического разрыва пласта.

Решение задачи увеличения дебита газа присохранении депрессии на пласт вытекает из условия равенства функций геометрических размеров зоны дренирования для скважины увеличенного радиуса (2.58), для вертикальной трещины гидроразрыва (2.59) и для горизонтальной скважины (2.60).

Уравнение притока газа при линейном законе фильтрации к скважине любой конфигурации записывается в виде [33]:

где Рпл – депрессия на пласт, Рпл = Рпл – Рзаб.

Таким образом, при 2Рпл >> Рпл - для вертикальной скважины:

- для горизонтальной скважины - для трещины гидроразрыва При равных условиях работы скважин (Рпл, Рпл, Q) имеем равенство:

В таблице 2.6 дана сравнительная оценка геометрических размеров скважин различной конфигурации. За базу сравнения принята скважина с увеличенным в n раз радиусом. Расчеты выполнены при степени увеличения радиуса скважины от 2 до 5. Степень увеличения дебита скважины в этом случае приведена в п. 2.2.

По формуле (2.58) рассчитывается значение функции зоны дренирования скважины с расширенным забоем. Далее из формул (2.59) и (2.60) определяется полудлина трещины гидроразрыва и полудлина горизонтальной скважины.

Касимовского ПХГ: Rк = 50 м, h = 10м, rс = 0,15 м.

Таблица 2.6 – Сравнительная оценка геометрических размеров скважин различной конфигурации с увеличенным дебитом газа при сохранении депрессии на пласт Степень увеличения радиуса вертикальной скважины n Радиус вертикальной скважины с расширенным стволом n·rc,м Требуемая полудлина трещины гидроразрыва, м Требуемая полудлина бокового горизонтального ствола, м Из таблицы 2.6 следует, что увеличение радиуса ствола скважины в интервале продуктивного пласта в n раз может быть заменено трещиной гидроразрыва с полудлиной трещины в 1,5 раза больше радиуса расширки.

Следовательно, можно провести гидроразрыв с высокопроводящей трещиной относительно небольшой протяженности в средне- и высокопроницаемых пластах, что позволяет снизить сопротивление призабойной зоны и увеличить эффективный радиус скважины [46].

Если принимается бурение боковых горизонтальных стволов, то требуемая полудлина горизонтальной скважины не превышает 19 м.

Снижение депрессии на пласт при сохранении дебита скважины аналогично задаче увеличения дебита газа при сохранении депрессии на пласт.

Увеличение дебита скважины при сохранении градиента давления на стенке скважины Градиент давления на стенке скважины (вертикальной или горизонтальной) и на стенке трещины гидроразрыва рассчитывается из уравнения линейной фильтрации Дарси в дифференциальной форме:

где µ – коэффициент динамической вязкости газа; k – коэффициент проницаемости; – скорость фильтрации газа на стенке скважины, Площадь фильтрации F на стенке для каждой конфигурации скважин имеет вид:

- вертикальная скважина с расширенным забоем - трещина гидроразрыва - горизонтальная скважина Условие сохранения требуемого градиента давления обеспечивается равенством этих площадей фильтрации.

В таблице 2.7 дана сравнительная оценка геометрических размеров скважин различной конфигурации при сохранении градиента давления на стенке.

Касимовского ПХГ: h = 10м, rс = 0,15 м.

Таблица 2.7 – Сравнительная оценка геометрических размеров скважин различной конфигурации при сохранении градиента давления на стенке вертикальной скважины n расширенным стволом n·rc,м Требуемая полудлина трещины гидроразрыва, м Требуемая полудлина бокового горизонтального ствола, м Из таблицы 2.7 следует, что увеличение радиуса ствола скважины в интервале продуктивного пласта в n раз может быть заменено трещиной гидроразрыва с полудлиной в 1,5 раза больше радиуса расширки. Следовательно, можно провести гидроразрыв с высокопроводящей трещиной относительно небольшой протяженности [46].

Если принимается бурение боковых горизонтальных стволов, то требуемая полудлина горизонтальной скважины не превышает 25 м.

3 УСОВЕРШЕНСТВАНИЕ МЕТОДИКИ ДИАГНОСТИКИ ЗОНЫ

ДРЕНИРОВАНИЯ ПЛАСТА СКВАЖИНОЙ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ

ГАЗОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

3.1 Геолого-эксплуатационная характеристика некоторых ПХГ газохранилище, созданное в водоносном пласте.

Касимовское поднятие по кровле пласта-коллектора щигровского горизонта представляет собой брахиантиклинальную складку, вытянутую с северо-запада на юго-восток, с крупным северо-восточным и юго-западным крыльями.

На размытой поверхности живетского яруса залегают отложения щигровского горизонта. По литологическим признакам данные отложения подразделяются на три пачки: нижнюю – песчаную, среднюю – глинистую и верхнюю – карбонатную.

Нижняя пачка мощностью в среднем 110 м представлена, в основном, песчаниками с прослоями алевролитов и глин.

Средняя пачка мощностью 20 - 43 м представлена глинами, содержащими тонкие прослои алевролитов и песчаников.

Верхняя пачка представлена карбонатными породами с различным содержанием глинистого материала. Мощность известняков 51 - 58 м.

Объектом закачки и отбора газа на Касимовском ПХГ является нижняя песчаная пачка щигровского горизонта мощностью до м, которая характеризуется значительной фациальной изменчивостью и представлена незакономерным по площади и разрезу чередованием слабоустойчивых песчано– алевролитовых пород, содержащих отдельные прослои глин.

Кровлей пласта-коллектора служит пачка глин, подошвой – глинистый пропласток, прослеживающийся на большей части площади. Глубина залегания кровли пласта - коллектора в сводовой части поднятия составляет 760 - 780 м, на высокопроницаемым с пористостью до 29 % и проницаемостью до 5 мкм2.

Описание кернового материала по скважине 432 Касимовского ПХГ дано в таблице 3.1.

Таблица 3.1 – Описание кернового материала Среднее значение коэффициента проницаемости k = 2,2 мкм2 при толщине пласта h = 10 м.

эксплуатационной колонной диаметром 168 мм и колонной НКТ в основном диаметром 89 мм (в 13 скважинах 73 мм, в 8 – 144 мм).

Основные проблемы эксплуатации ПХГ связаны с разрушением пластаколлектора и выносом песка из пласта в скважину. Метод защиты от пескопроявления – оборудование забоя скважин фильтрами.

Использованы четыре типа фильтров: Союзбургаза – 11 скважин, расширенным забоем – 129 скважин, лавсановый фильтр – 5 скважин.

Затрубное пространство каждой скважины над фильтром герметизировано пакером. Вскрытая толщина пласта в среднем 10 м. Длина фильтра от 6 до метров.

На рисунке 3.1 показана современная конструкция забоя скважин Касимовского ПХГ.

а) скважина с фильтром в расширенной б) скважина с фильтром в колонне Рисунок 3.1 – Конструкция забоя скважин Касимовского ПХГ По местным условиям скважины сгруппированы в кусты. Газ скважин каждого куста поступает на групповой сборный пункт (ГСП). Всего таких пунктов 8 (таблица 3.2).

Таблица 3.2 – Характеристика ГСП Касимовской СПХГ Елшано-Курдюмское ПХГ создано на базе выработанной газонефтяной залежи. Объектом эксплуатации являются песчаники бобриковского горизонта и подстилающие их известняки кизиловского и черепетского горизонтов. Общая толщина достигает 30 м, в том числе бобриковского горизонта – 20 - 25 м, глубина залегания по кровле бобриковского горизонта 770 м. Эксплуатационный объект вскрыт полностью. Забои скважин обсажены перфорированной эксплуатационной колонной, кроме того, есть скважины с открытым забоем, или оборудованные щелевым фильтром диаметром 114, 140, 146 и 160 мм.

Канчуринское ПХГ создано в истощенной газовой залежи.

Характеристика пласта-коллектора Канчуринского ПХГ приведена в таблице 3.3.

Таблица 3.3 – Характеристика пласта-коллектора Канчуринского ПХГ Газоносный горизонт Пластовое давление, МПа:

начальное, текущее Общая минерализация пластовой воды, г/л Содержание в газе, %:

углекислого газа В ходе эксплуатации Канчуринского ПХГ отмечены по промысловогеофизическим данным следующие явления:

- наличие пробки механических примесей, бурового раствора, жидкости глушения в открытом стволе скважины ниже башмака эксплуатационной колонны, как результат недоосвоения эксплуатационных скважин после бурения или капитального ремонта;

- наличие уплотненного материала в верхней части пробки;

- трудности извлечения продуктов промывки ПЗП из-за высокой подвески башмака НКТ на недоосвоенных скважинах;

- снижение дебитов скважин по причине уменьшения интервала притока.

Пласт-коллектор характеризуется резкой неоднородностью по площади и по разрезу, сильно развитой трещиноватостью и кавернозностью. Последнее обеспечивает газодинамическую связь газонасыщенных пропластков при наличии единого газоводяного контакта.

Общая газонасыщенная толщина пласта-коллектора от верхней до нижней отметки притока (закачки) газа по ряду скважин приведена в таблице 3.4.

Таблица 3.4 –

Работающие толщины продуктивных пластов Канчуринского ПХГ по данным ГИС-контроля повторяемости по годам, изменяется в широких пределах: от 17 м (скв. 347) до 157 м (скв. 230), при среднем значении 68 м.

По отдельным скважинам доля общей газонасыщенной толщины пласта, участвующая в фильтрации, изменяется от 11,6 % (скв. 264) до 50 %, в среднем – 28 %.

Особенности забоя скважин Канчуринского ПХГ.

Все скважины имеют открытый забой.

Колонна НКТ спущена до кровли пласта.

Освоение скважин после бурения проводилось компримированием с последующей отработкой скважины в атмосферу.

Пласт освоен не полностью. Глинистый раствор удалялся до нижней отметки интервала с максимальной пористостью.

Со временем верхняя часть глинистого раствора затвердела с образованием довольно плотной глинистой пробки.

конденсационная вода. При отборе газа эта вода испаряется. Колебания уровня конденсационной воды отмечаются замерами при ГИС и составляют до 2 м.

В период разработки Канчуринской газовой залежи депрессия на пласт превышала 5,0 МПа. При этом выноса породы не было отмечено. В условиях ПХГ для низкодебитных скважин (менее 200 тыс. м3/сут) депрессия на пласт достигает 0,6 МПа.

представленных алевролитами и песчаниками с прослоями глин. Пористость пород хорошая, но проницаемость очень плохая. Режим работы – газовый.

Эксплуатационных скважин – 180, число ГРП – 4. Тип скважин – вертикальные и горизонтальные.

Пунгинское ПХГ создано на базе истощенного газового месторождения.

Коллекторами на Пунгинском ПХГ являются отложения вогулкинской пачки (продуктивный пласт «П» абалакской свиты верхней юры), тюменской свиты (нижняя и средняя юра) и трещиноватые породы фундамента и коры выветривания [53].

В ходе эксплуатации Пунгинского ПХГ отмечены по промысловогеофизическим данным следующие явления:

- наличие техногенных залежей, перетоков газа;

- наличие на забое скважин шлама и песчано-глинистых пробок;

- по отдельным скважинам (12 скважин) текущий искусственный забой находится выше башмака колонны НКТ;

- в семи скважинах забой соответствует паспортным данным;

- в большинстве скважин отмечен вынос пластовой воды.

3.2 Цели и задача диагностики Состояние призабойной зоны пласта определяется различными факторами геологического, технологического и технического характера.

литологическую неоднородность пласта-коллектора по вертикали – чередование проницаемых и малопроницаемых пропластков. При вскрытии пласта эти пропластки в той или иной мере кольматируются твердой фазой глинистого раствора. Затем, в процессе освоения (отработки) скважины, в работу включаются лишь отдельные, наименее закольматированные пропластки, которые постепенно промываются пластовой жидкостью (газом), образуются локальные каналы фильтрации с повышенной проницаемостью. При создании больших депрессий на пласт в высокопродуктивных скважинах возможно подключение и других пропластков.

Повышенная глинистость пласта-коллектора может способствовать кольматации ПЗП в интервалах с наименьшей интенсивностью фильтрационных потоков.

Из технических факторов следует отметить конструкцию забойного оборудования: открытый забой (ОТЗ), фильтр конструкции «Союзбургаза» (СБГ), фильтр ВНИИгаза в перфорированной колонне (ВП), фильтр ВНИИгаза с расширенным забоем (ВР), лавсановый фильтр (ЛВ), перфорированная колонна (П), фильтр-хвостовик (Ф-114).

В настоящее время отсутствуют какие-либо рекомендации по оценке состояния призабойной зоны пласта и диагностике эксплуатационных скважин ПХГ без применения специальных технических средств. Существующие неприемлемы в большинстве скважин из-за особенностей забойного оборудования.

Эффективность эксплуатации подземного хранилища газа во многом определяется продуктивной характеристикой скважин Исходной информацией для установления режима работы скважин в цикле “ закачка – отбор” газа являются данные газодинамических исследований.

Интерпретация этих данных представляет определенные трудности, особенно в условиях слабоустойчивых терригенных коллекторов, склонных к пескопроявлению, тем более что существующие конструкции забойного оборудования эксплуатационных скважин ПХГ не позволяют оценить состояние фильтровой части прямыми замерами, в том числе методами ГИС.

Циклическая работа ПХГ, знакопеременные нагрузки по расходу газа и по пластовому давлению, изменяющийся состав кольматирующего материала находят свое отражение в результатах исследования.

Выявление факторов, изменяющих фильтрационные характеристики пласта и продуктивность скважин, и их учет при проектировании режимов работы эксплуатационного фонда определяет основную цель диагностики скважин [12, 27].

Анализ данных газодинамических исследований позволяет:

- определять радиус зоны пласта с аномальными фильтрационными характеристиками (кольматация или раздренирование пласта с образованием локальных каналов фильтрации высокой проницаемости);

- определять работающую толщину пласта;

- определять фильтрационные свойства удаленной зоны пласта;

- определять фильтрационные свойства призабойной зоны пласта;

- оценивать степень кольматации забойных фильтров и высоту песчаной пробки на забое скважины;

- оценивать изменение во времени фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта;

прогнозировать продуктивную характеристику эксплуатационных скважин в процессе закачки и отбора газа;

- оценивать интенсивность выноса песка из пласта в скважину и предельнодопустимые дебиты скважин.

Основную информацию о работе скважины получают по результатам газодинамических исследования при установившейся фильтрации. Исследования при неустановившейся фильтрации обычно не проводятся ввиду быстротечности процесса восстановления давления в высокопроницаемом пласте.

Анализ характера распределения значений коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В показывает их существенные вариации по скважинам отдельного взятого ПХГ, но основной объем данных лежит в определенном интервале для ПХГ с различным геологическим строением.

В таблицах 3.5 и 3.6 приведена доля скважин в процентах по ряду ПХГ за 1981 - 1996 гг. при вариации значений коэффициентов А и В [5].

Как видно из таблиц основные пределы численных значений коэффициента А составляют (0,1 – 2)10-2 МПа2/тыс. м3/сут, для коэффициента В – (0,001 – 0,02)10-2 МПа2/(тыс. м3/сут)2. Исключение составляет Кущевское ПХГ с низкими коллекторскими свойствами.

Динамика коэффициентов А и В проанализирована нами по результатам газодинамических исследований скважин Касимовского ПХГ. Анализ данных за 2010 год выполнен в целом по ПХГ и отдельно по газосборным пунктам (ГСП) (таблицы 3.7 и 3.8).

Таблица 3.5 – Доля скважин в процентах при вариации значений коэффициента А эффективной толщине hпл; призабойная зона пласта II (при rпзп > r > rс) с аномальной проницаемостью kпзп по работающей толщине hпзп (рисунок 3.2).

Фактические коэффициенты фильтрационных сопротивлений Аф и Вф рассматриваются в виде:

где Апл – коэффициент фильтрационных сопротивлений удаленной зоны пласта I Апзп – коэффициент фильтрационных сопротивлений призабойной зоны пласта II соответственно из формулы (3.14) имеем где Впл – коэффициент фильтрационных сопротивлений удаленной зоны пласта I Впзп – коэффициент фильтрационных сопротивлений призабойной зоны пласта II где пл и пзп – коэффициенты гидропроводности пласта и призабойной зоны, соответственно, пл = kпл·hпл/µ; пзп = kпзп·hпзп/µ.

Введем обозначения и приведем формулы (3.17) и (3.21) к виду:

Находим из формулы (3.24) отношение гидропроводностей:

Из формулы (3.25) следует выражение для отношения толщин:

Правильность выполнения расчета проверяется с использованием формулы (3.14). Выразим коэффициенты фильтрационных сопротивлений:

- для пласта в целом - для удаленной зоны пласта - для призабойной зоны пласта Тогда формула (3.14) принимает вид:

После определения параметров призабойной зоны пласта (работающая толщина пласта hпзп и соответствующий ей коэффициент проницаемости kпзп), можно рассчитать фактический градиент давления на стенке скважины.

Скорость фильтрации газа на стенке скважины для каждого режима:

и градиент давления на стенке скважины при тех же условиях:

Расчет выполняется в последовательности:

- для удаленной зоны пласта его толщину hпл и коэффициент проницаемости kпл принимают по анализу керна;

- задаются радиусом зоны кольматации rпзп = n·rс, где n – коэффициент пропорциональности, n = 2, 3, 4, 5…;

- по формуле (3.26) рассчитывают отношение гидропроводностей пл / пзп;

- по формуле (3.27) рассчитывают отношение толщин hпл / hпзп;

- определяют толщину призабойной зоны пласта hпзп = hпл/(hпл/ hпзп);

- определяют гидропроводность призабойной зоны пласта пзп = пл/(пл/пзп);

- определяют коэффициент проницаемости kпзп = пзп·µ/hпзп;

- по формуле (3.32) проверяется правильность выполненных расчетов;

- по коэффициентам проницаемости kпл и kпзп оценивается состояние призабойной зоны пласта. При kпл > kпзп призабойная зона закольматирована, при kпл < kпзпз – призабойная зона раздренирована;

- рассчитывается фактический градиент давления на стенке скважины.

Пример расчета: Используем исходные данные из предыдущего примера.

пл = kпл·hпл/µ=2,210-1210 / 1,510-5=14,710-7м3/(Пас);

При hусл = 0,28 м и kусл = 34мкм2 из примера п. 3.3.2 имеем:

0,61 = 0,61 – расчет выполнен правильно.

В таблице 3.18 приведены результаты расчета скорости фильтрации и градиента давления на стенке скважины для зонально неоднородного пласта (графа 5 и 6). В графе 7 приводятся результаты расчета градиента давления при параметрах удаленной зоны пласта (hпл и kпл), в графе 8 – при параметрах условно однородного пласта (hусл и kусл).

Таблица 3.18 – Результаты расчета градиента давления на стенке скважины тыс.м3/сут Из таблицы следует, что при расчете градиента давления по параметрам удаленной зоны пласта, обычно выполняемом на практике, градиент давления получается меньше критического градиента давления для несвязных пород с размером зерен более 200 мкм (таблица 1.1). Если рассчитывать по параметрам условно однородного пласта, значение градиента давления существенно больше.

Ещё большие значения градиента давления получаются при расчете для зонально неоднородного пласта на стенке скважины. Однако в этом случае градиент давления не превышает величину сцепления горной породы (для Касимовского ПХГ С=0,4 МПа/м [74]).

3.3.4 Рекомендации по оценке состояния призабойной зоны пласта Модель притока газа к скважине в условно однородном пласте (п. 3.3.2) и модель притока газа к скважине в зонально неоднородном пласте (п. 3.3.3) были использованы для диагностики скважин Касимовского ПХГ по результатам газодинамических исследований.

При анализе результатов расчета были выявлены 3 группы скважин:

проницаемости удаленной зоны (kпзп > kпл).

проницаемости удаленной зоны (kпзп < kпл).

III группа – отношение гидропроводности удаленной зоны пласта к гидропроводности призабойной зоны пласта (пл / пзп) имеет значения меньше нуля.

В таблице 3.19 приведены результаты расчета для трех выделенных групп скважин ГСП - 1 по моделям п. 3.3.2 и п. 3.3.3.

Таблица 3.19 – Результаты расчета для трех выделенных групп скважин ГСП- Касимовского ПХГ Группа На рисунке 3.3 показано изменение параметров призабойной зоны пласта по скважине 61.

Рисунок 3.3 –Изменение толщины пласта и коэффициента проницаемости по глубине призабойной зоны (скважина 61 ГСП-1) Для скважин II группы коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта kпзп (при малых значениях радиуса ПЗП) меньше коэффициента проницаемости удаленной зоны (kпл = 2,2 мкм2), т.е. призабойная зона пласта закольматирована. По мере удаления от стенки скважины вглубь пласта, коэффициент проницаемости растет и на каком-то расстоянии становится равным коэффициенту проницаемости удаленной зоны пласта. Значение радиуса при kпзп = kпл можно считать границей призабойной зоны пласта.

При этом размеры каналов фильтрации также остаются постоянными по мере удаления от стенки скважины. На рисунке 3.4 показано изменение параметров призабойной зоны пласта по скважине 58.

Рисунок 3.4 – Изменение толщины пласта и коэффициента проницаемости по глубине призабойной зоны (скважина 58 ГСП-1) Радиус призабойной зоны пласта, на границе которой соблюдается условие kпзп = kпл составляет от 5rc до 400rc (таблица 3.20, графа 5). Удаление закольматированной зоны пласта путем расширения ствола скважины в интервале продуктивного пласта технически реализовать невозможно. Поэтому следует рассмотреть возможность выхода за пределы закольматированной зоны пласта путем бурения горизонтальных боковых стволов или гидравлического разрыва пласта.

Таблица 3.20 – Результаты расчетов по II группе скважин модели 3.3. В таблице 3.21 приведены размеры фильтрационных каналов для скважин I и II групп при rпзп > 3rс Таблица 3.21 – Размеры фильтрационных каналов По скважинам I и II групп размеры фильтрационных каналов варьируют от 0,12 м до 0,74 м.

В III группе отношение пл/пзп при rпзп = 2rс имеет значение меньше нуля. По нашему мнению, это объясняется либо выносом гравийной набивки, либо низким значением коэффициента проницаемости пласта, иногда вплоть до границы зоны дренирования (таблица 3.22). Полученные при этом значения hпзп (графа 6) соизмеримы со значениями для I и II групп, а значения kпзп (графа 7) оказались существенно большими. Возможно образование локальных каналов фильтрации высокой проницаемости.

Таблица 3.22 – Результаты расчетов по III группе скважин модели 3.3. Группа Для определения принадлежности скважины к той или иной группе используем формулу (3.26), из которой при условии пл/пзп= 0 находим критическое значение коэффициента фильтрационных сопротивлений:

Если Аф > Акр, то скважина относится к I или II группе; если Аф < Акр, то скважина относится к III группе.

Для Касимовского ПХГ при исходных данных: kпл = 2,210-12 м2; hпл = 10 м;

Rк = 50 м; rс = 0,15 м; µ = 1,510-5Пас; Ро = 1,013105 Па; То =273 К; о = 0,7 кг/м3;

z = 0,8; Тпл = 303 К; rпзп = 0,3 м имеем:

Данные таблицы 3.22 для скважин III группы подтверждают условие Аф < Акр.

коэффициента А свидетельствует об улучшении состояния призабойной зоны, не всегда справедливо. Низкие значения коэффициента А, согласно нашей классификации, могут быть следствием разрушения призабойной зоны пласта, промыва фильтров, выноса гравийной набивки.

Для скважин I и II групп определяем состояние призабойной зоны пласта. Для этого из совместного решения формул (3.26) и (3.27) находим отношение проницаемостей удаленной зоны и призабойной зоныпласта:

где Результат расчета по формуле (3.36) позволяет сделать вывод:

- если kпл / kпзп< 1, то скважина относится к I группе, т.е. призабойная зона раздренирована;

- если kпл / kпзп> 1, то скважина относится к II группе, т.е. призабойная зона закольматирована.

Данные таблицы 3.19 для скважин I и II группы подтверждают указанные выше условия.

3.3.5 Модель притока газа к скважине в слоистом пласте Задача притока газа к совершенной скважине вскрывшей несколько продуктивных горизонтов рассмотрена в работах Е. М. Минского, М. Л. Фиша [64], Ю. П. Коротаева и Г. А. Зотова [50], А. И. Гриценко и др. [33]. В работе [39] приведены данные газодинамических и геофизических исследований скважин месторождения Медвежье, эксплуатирующих 2 - 3 пласта. Снимался профиль притока газа к скважине и строились индикаторные линии для каждого пласта и в целом для всех пластов.

Полученные в приведенных работах результаты позволяют рассмотреть приток газа к скважине, вскрывшей пласт при слоистой неоднородности.

Рассмотрим слоистый пласт, состоящий из n пропластков различной проницаемости ki и толщины hi [25].

Уравнение фильтрации газа для каждого пропластка:

где Р2 = Р2пл – Р2заб – принимается постоянной для всех пропластков; Qi – дебит газа i-го пропластка; Аi, Вi – коэффициенты фильтрационных сопротивлений i - го пропластка:

a и b определяются по формулам (3.12) и (3.13).

Из (3.39) имеем дебит газа для i-го пропластка:

Суммарный дебит газа:

С другой стороны для пласта, в целом, можно записать где Аm и Bm – коэффициенты фильтрационных сопротивлений, определяются по результатам газодинамических исследований, используются в модели притока газа к скважине в условно однородном пласте (п. 3.3.2) для определения условной толщины пласта hусл и условного коэффициента проницаемости kусл.

Форма индикаторной линии для многослойного пласта по представлению Ю.П. Коротаева и Г.А. Зотова [50] показана на рисунке 3.5.

Из рисунка видно, что зависимость Р2/Q = f(Q) при совместной работе многослойного пласта имеет нелинейный характер. Индикаторная линия представляет собой кривую выпуклостью вверх.

По мнению авторов [50] фактическая индикаторная линия лежит между двумя прямыми линиями:

Рисунок 3.5 – Зависимость Р2/Q = f(Q) для скважины, выполаживается в прямую линию, соответствующую формуле (3.47). При этом А1 < А, а коэффициент В рассчитывается по формуле:

граничные условия [25, 45, 50]:

По нашему мнению, индикаторная линия многослойного пласта должна иметь аналогичную форму выпуклостью вверх с граничными условиями, представленными на рисунке 3.6.

Каждой точке этой кривой соответствуют свои значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений (например, Аm и Вm в точке M). Следовательно, на фактической индикаторной кривой, полученной по результатам газодинамических исследований, каждому режиму работы скважины соответствуют свои значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений.

Для выявления закономерности изменения параметров слоистого пласта Аm и Bm в зависимости от общего расхода газа, выполним анализ формул (3.44) и (3.45).

Рисунок 3.6 – Индикаторная линия при работе многослойного пласта зависимости от расхода газа для многослойного пласта.

При известном распределении пропластков по толщине и по коэффициенту проницаемости можно рассчитать общий дебит газа в функции депрессии на пласт Р2 и, соответственно, построить индикаторную линию в координатах (Р2/Qобщ) = f (Qобщ).

Возможны несколько вариантов слоистого пласта.

Вариант 1. Все пропластки имеют одинаковую толщину, но изменяющийся коэффициент проницаемости по закону:

где m < 1, kmax – максимальное значение в законе распределения пропластков.

фильтрационных сопротивлений Аi или Принимаем также как при первом варианте:

где hmax – толщина пропластка с максимальной проницаемостью kmax.

Должно выполняться условие В предлагаемой нами модели диагностики для упрощения анализа рассматривается не многослойный пласт, а двухслойный пласт, состоящий из двух пропластков: высокопроницаемого k1 и низкопроницаемого k2 [25].

Для двухслойного пласта формулы (3.49) – (3.52) преобразуются к виду:

Расчеты параметров двухслойного пласта проводятся по изложенной выше модели слоистого пласта при n = 2 – формулы (3.53), (3.55).

Тогда по первому варианту имеем:

Для примера взят двухслойный пласт:

Н = 1,1 м; m = 0,1; a= 4 Па2·с; b = 0,002 Па2·с/м3; k1 = 10 мкм А1 = 0,73·10-2 МПа2/(тыс. м3/сут); А2 = 7,27·10-2 МПа2/(тыс. м3/сут);

В1 = 0,0021·10-2 МПа2/(тыс. м3/сут)2; В2 = 0,0066·10-2 МПа2/(тыс. м3/сут) Ао = 0,66 ·10-2 МПа2/(тыс. м3/сут); Во = 0,0016·10-2 МПа2/(тыс. м3/сут)2;

А =12,2·10-2 МПа2/(тыс. м3/сут); В = 0,0086·10-2 МПа2/(тыс. м3/сут)2.

По формуле (3.67), задаваясь величиной Р2, рассчитываем общий дебит двухслойного пласта и по результатам расчета строим индикаторную линию, аналогичную рисунку 3.6.

По второму варианту при тех же исходных данных:

k1h1 = k2h2 = 1; h1 = 0,11 м; h2 = 0,99 м; А1 = А2 = 4·10-2 МПа2/(тыс. м3/сут);

В1 = 0,0632·10-2 МПа2/(тыс. м3/сут)2; В2 = 0,002·10-2 МПа2/(тыс. м3/сут)2;

Ао = 2·10-2 МПа2/(тыс. м3/сут); Во = 0,00816·10-2 МПа2/(тыс. м3/сут)2;

А =2,97·10-2 МПа2/(тыс. м3/сут); В = 0,00144·10-2 МПа2/(тыс. м3/сут)2.

Зависимость коэффициентов Аm и Вm от дебита газа приведены на рисунках 3.7 и 3.8.

Рисунок 3.7 – Коэффициент фильтрационного сопротивления Аm Рисунок 3.8 - Коэффициент фильтрационного сопротивления Вm Как видно, с увеличением расхода газа коэффициент Аm увеличивается, а коэффициент Вm уменьшается в диапазоне:

Для выявления закономерности изменения параметров слоистого пласта hm и km в зависимости от общего расхода газа, а также определения граничных условий, используем формулы (3.10) и (3.11) при соответствующих значениях коэффициентов фильтрационных сопротивлений.

Для нашего примера hо = 0,311 м, kо = 6,435 мкм2, h =1,126 м;

k = 1,196 мкм2.

Зависимость текущих параметров пласта hm и km представлена на рисунках 3.9 и 3.10.

С увеличением расхода газа работающая толщина пласта увеличивается, а коэффициент проницаемости уменьшается в диапазоне:

Для дальнейшего анализа используем безразмерные параметры hm =hm/h, h1 =h1/h, h2 =h2/h,.. /M ;

где h=h1+h2.

Рисунок 3.10 –Текущий коэффициент проницаемости На рисунке 3.11 показана зависимость относительной толщины P. от толщины PM при различных удельных дебитах газа q (от 0 до ). На рисунке 3. показана зависимость безразмерного параметра проницаемости. от PM для различных дебитов при = сonst. Из анализа рисунков 3.11 и 3.12 следует, что в случае P. 1 – пласт однородный, при. пласт низкопроницаемый, при. 1 пласт высокопроницаемый.

Рисунок 3.11 - График зависимости толщины P. от толщины PM при Рисунок 3.12 – Зависимость безразмерного параметра проницаемости Обработка промыслового материала показала, что удельные дебиты газа q не превышают 20 (тыс. м3/сут)/м и основной объем данных по hусл соответствуют минимуму функции hm = f( h1 ).

Для этих условий, раскрывая значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений при A0 и B0 из формул (3.63) и (3.64) имеем:

или в безразмерных единицах:

Исследуя уравнения (3.70) и (3.71) на минимум, получаем:

Полученные решения (3.72) – (3.74)`можно считать справедливыми и при значениях удельного дебита q > 0.

Определение параметров двухслойного пласта выполняется в следующей последовательности.

По результатам газодинамических исследований рассчитываются условные Используя формулы (3.72) – (3.74), определяются, PM, b.”.

Далее рассчитываются параметры двухслойного пласта – толщина и коэффициент проницаемости каждого слоя.

Определяется дебит газа по каждому слою для всех режимов исследования:

а также скорость фильтрации газа на стенке скважины для каждого слоя:

и градиент давления на стенке скважины при тех же условиях: