ВСЁ ПРО НЕФТЬ И ГАЗ

Комплексный интернет- портал посвещённый нефти и газу

Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

МИРЗАДЖАНЗАДЕ А.Х., КУЗНЕЦОВ О.Л., БАСНИЕВ К.С., АЛИЕВ З.С.
Основы технологии добычи газа

Глава № 6

Навигация

Аннотация-Оглавление-Предисловие-Список литературы

Глава 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

В данной библиотеке представлены книги исключительно для личного ознакомления.
Запрещено любое копирование не для личного использования, а также с целью использования в коммерческих целях.
В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуемся убрать указанные книги из перечня ознакомительной библиотеки.
Копирование, сохранение на жестком диске или иной способ сохранения произведений осуществляются пользователями на свой риск.

анекдоты

программы

истории

6

ГЛАВА

ОБОСНОВАНИЕ И МЕТОДЫ

УСТАНОВЛЕНИЯ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА

ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Выбор технологического режима работы скважин относится к числу наиболее важных решений, принимаемых при проектировании и в процессе их эксплуатации. Технологический режим работы наряду с типом скважин (вертикальная или горизонтальная) предопределяет их число и, следовательно, наземную обвязку, а в конечном счете — капиталовложения в освоение месторождения при заданном отборе из залежи. Трудно найти такие проблемы при проектировании, которые бы имели столь многовариантное и сугубо субъективное решение, как технологический режим. В большинстве случаев отсутствуют какие-либо обоснованные критерии, превышение которых было бы нецелесообразным. Позже на примере обоснования технологических режимов работы в условиях разрушения призабойной зоны и при наличии возможности обводнения скважин подошвенной водой будет показано, насколько условны принимаемые критерии технологических режимов работы скважин.

Особую трудность вызывает обоснование технологического режима работы горизонтальных скважин, для которого требуются как минимум два главных элемента: результаты специальных исследований, проведенных для обоснования режима работы скважин при стационарных режимах фильтрации; теоретические основы процессов, происходящих в пласте в условиях деформации, разрушения пласта, образования пробки, обводнения подошвенной водой, коррозии и т.д., достоверно описывающие (если это возможно) эти процессы. Низкая степень обоснованности технологических режимов в основном связана с тем, что для большинства факторов соответствующие теоретические основы, доступные для промысловиков, практически отсутствуют, а имеющиеся теоретические основы весьма далеки от описания истинных процессов, происходящих в пласте и в стволе скважины. Поэтому в настоящее время в разных проектах разработки, выполненных различными организациями, выбранные технологические режимы различаются даже при одинаковых геологических условиях. Ниже будут рассмотрены наиболее приемлемые рекомендации по обоснованию технологических режимов работы скважин при возможной деформации призабойной

505

зоны, разрушении пласта, образовании пробки, обводнении подошвенной водой и коррозии скважинного оборудования.

В определенной степени из-за особенностей физических параметров газа вопросу научно обоснованной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин не уделяется должное внимание, в отличие от других наукоемких проблем освоения газовых месторождений. В имеющихся проектах разработки газовых месторождений коэффициент эксплуатации скважин, хотя и принимается равным 0,7?0,83, фактически всегда очень близок к единице. Как правило, в проектах разработки в весьма обтекаемой форме отмечается, что необходимо изменить технологический режим работы скважин в процессе разработки. На газодобывающих предприятиях формально режим эксплуатации скважин ежеквартально контролируется и переутверждается, (даже ОАО «Газпром»), однако трудно назвать пример обоснованного технологического режима работы в действующих газовых месторождениях, учитывающий: конструкцию скважины (вскрытие пласта, способ вскрытия, наличие хвостовика, пакера, клапанов отсе-кателя, ингибирования, глушения, конструкции арматуры, переходников), устойчивость газоносных пластов к разрушению (весьма существенный фактор для обоснования режима скважин, вскрывших сеноманскую залежь месторождений севера Тюменской области), наличие зоны многолетней мерзлоты в окружающей стволы скважин среде, многослойности и неоднородности залежей, последовательности залегания пропластков с различными емкостными и фильтрационными параметрами, наличие конденсата в газе, наличие нефтяной оторочки и воды (подошвенной или контурной), влияние продолжительности работы фонтанных труб и жидких компонентов на потери давления во времени, увеличение жидкости к концу разработки месторождения, кустовое расположение скважин, отложение солей в призабойной зоне и на поверхности фонтанных труб и другого скважинного оборудования, подключение скважин в общий коллектор с различными давлениями и температурами газа и т.д.

В целом в имеющихся работах, проектах и рекомендациях выделяется три тенденции (способа) в обосновании технологических режимов работы газовых и газоконденсатных скважин:

1. Режим работы скважины должен соответствовать 10?15%-ному значению свободного дебита скважин (такой режим был использован на некоторых месторождениях США).

2. Режим работы должен соответствовать линейной зависимости между градиентом давления и скоростью фильтрации, т.е. условию, когда уравнение притока газа описывается законом Дарси для газа, с целью экономии энергии газа в процессе разработки («энергосберегающий» дебит).

3. Режим эксплуатации каждой скважины должен обосновываться с учетом возможности деформации, разрушения призабойной зоны, образования песча-но-жидкостной пробки в пределах интервала перфорации, образования конуса подошвенной воды (нефти при наличии оторочки), гидратов в призабойной зоне и в стволе, коррозии оборудования, многослойности и неоднородности по параметрам и по устойчивости каждого пропластка, конструкции скважины, давления насыщения, отложения солей, обвязки скважин и т.д.

Выбор первого способа практически лишен теоретических основ, так как этот метод не учитывает механических и упругих свойств пористой среды, наличие и близость подошвенной воды, возможность скважины при выбранном дебите обеспечить вынос примесей и минимальные потери давления, соответствие давления при выбранном дебите давлению коллектора, к которому подключены другие скважины.

506

Выбор второго способа не приемлем, прежде всего, потому, что в реальной пористой среде из-за ее макронеоднородности по фильтрационным свойствам при любом дебите существуют линейная и нелинейная зависимости одновременно. Для того, чтобы во всех каналах был справедлив закон Дарси, пористая среда должна быть идеальной, т.е. иметь одинаковые по форме и размерам фильтрационные каналы. В работе [12, 5] на примере реальных скважин показано, что при любом режиме в пористой среде в зависимости от размеров каналов имеет место и линейная и нелинейная зависимость между градиентом давления и скоростью фильтрации (см. гл. 3), что зависит от фильтрационных свойств пористой среды. Использование этого метода приводит к резкому росту числа скважин, ухудшает экономические показатели разработки, осложняет работу скважин с точки зрения выноса примесей, поступающих на забой вместе с газом. Этот метод неприемлем еще и потому, что при значительных пластовых давлениях (как, например на Карачаганакском, Астраханском, Оренбургском и других месторождениях) в любом случае требуется снизить давление на устье скважины до 12?16 МПа (максимальное давление аппаратов по подготовке газа), при которых теряет смысл условие «энергосберегающий».

Таким образом, наиболее объективным способом обоснования режима работы скважины становится третий способ, который должен быть использован при прогнозировании показателей разработки.

По этому способу для обоснования режима работы проектных скважин необходимо учесть: географические и метеорологические условия района расположения месторождения, тип, форму, размеры и режим залежи, глубину и последовательность залегания пластов, емкостные и фильтрационные свойства пористой среды, наличие гидродинамической связи между пропластками, параметр анизотропии по пропласткам, составы и свойства газа, конденсата, нефти и воды, параметры водоносного бассейна, тип воды (подошвенная или контурная), конструкцию скважины, обвязку скважин, наличие многолетней мерзлоты в разрезе, устойчивость коллекторов, трещиноватость, направление трещин, изменение свойств пористой среды и насыщающих ее флюидов от давления, фазовое состояние и т.д.

Несмотря на необходимость учета такого количества различного рода факторов, влияющих на выбор режима работы скважин, к настоящему времени выделены всего шесть критериев, соблюдение которых позволяет контролировать устойчивую работу скважины. Эти критерии являются математическим выражением учета влияния различных групп факторов на режим эксплуатации. Наибольшее влияние на режим эксплуатации скважин оказывают:

деформация пористой среды при создании значительных депрессий на пласт, приводящих к снижению проницаемости призабойной зоны, особенно в трещиновато-пористых пластах;

разрушение призабойной зоны при вскрытии неустойчивых, слабоустойчивых и слабосцементированных коллекторов;

образование песчано-жидкостных пробок в процессе эксплуатации скважин и их влияние на выбранный режим работы;

образование гидратов в призабойной зоне и в стволе скважины;

обводнение скважин подошвенной водой;

коррозия скважинного оборудования в процессе эксплуатации;

подключение скважин в общий коллектор;

вскрытие пласта многопластовых месторождений с учетом наличия гидродинамической связи между пропласткам и др.

507

6.1. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ВЫБОРА

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ

РАБОТЫ СКВАЖИН.

КРИТЕРИИ РЕЖИМОВ

В каждом проекте разработки решается определенное количество принципиальных и множество второстепенных задач. К таким принципиальным вопросам относятся системы разработки, размещение и тип (вертикальная или горизонтальная скважина) скважин, их технологические режимы, система сбора и подготовки скважинной продукции и т.д.

Придание определяющего значения технологическому режиму работы скважин оправдано тем, что основная его задача сводится к обоснованию дебита проектных скважин. В свою очередь с дебитом скважин связаны число и обвязка скважин, что определяет отчасти экономические показатели разработки залежи. При выборе технологических режимов работы скважин проектируемого месторождения, независимо от того, какие критерии будут приняты в качестве основного, определяющего режим эксплуатации, должны соблюдаться следующие принципы:

полнота учета геологической характеристики залежи, свойств флюидов, насыщающих пористую среду;

рациональное использование естественной энергии залежи;

выполнение требований закона об охране окружающей среды и природных ресурсов углеводородов — газа, конденсата и нефти;

полная гарантия надежности работы системы «пласт – начало газопровода» в процессе разработки залежи;

максимальный учет возможности снятия всех ограничивающих производительность скважин факторов;

своевременное изменение ранее установленных режимов, непригодных на данной стадии разработки месторождения;

обеспечение предусмотренного объема добычи газа, конденсата и нефти при минимальных капитальных вложениях и эксплуатационных затратах и устойчивой работы всей системы «пласт – газопровод».

Влияние различных факторов на режим эксплуатации скважин выражается следующими критериями:

dp/dR = сonst — постоянный градиент, с которым должны эксплуатироваться скважины;

?p = pпл(t ) – p3(t) = сonst — постоянная депрессия на пласт;

p3(t) = сonst — постоянное забойное давление;

Q(t) = сonst — постоянный дебит;

pу(t) = сonst — постоянное устьевое давление;

v(t) = сonst — постоянная скорость.

Для любого месторождения при обосновании технологического режима работы следует выбрать один (очень редко два) из этих критериев.

Исходя из перечисленных выше факторов, влияющих на технологический режим работы скважин, при проектировании разработки газовых и газоконден-сатных месторождений следует учесть предлагаемые ниже рекомендации по выбору определяющего для данного месторождения фактора и соответствующего критерия технологического режима.

508

6.2. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ВЫБОРУ

КРИТЕРИЕВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ

РАБОТЫ СКВАЖИН

Для выбора критериев технологического режима работы скважин сначала следует установить определяющий фактор или группы факторов для обоснования режима эксплуатации проектных скважин. При этом необходимо иметь сведения о наличии подошвенной воды, многослойности залежи и наличии гидродинамической связи между пластами, параметре анизотропии, наличии литологических экранов по площади залежи, близости контурных вод, запасах и проницаемости маломощных высокопроницаемых пропластков (суперколлекторов), устойчивости пропластков, предельных градиентах, с которых начинается разрушение пласта, давлении и температурах в системе «пласт – УКПГ», изменении свойств газа и жидкости в зависимости от давления, обвязке и условиях осушки газа и т.д. Если с учетом необходимых исходных данных, полученных по комплексу исследовательских работ и данных опытной эксплуатации скважин, установлен определяющий фактор, то выбор критерия должен быть следующим.

1. Режим постоянного градиента на стенке скважины следует выбрать, если пласт неустойчивый или слабоустойчивый и происходит разрушение приза-бойной зоны при повышении некоторого значения градиента давления. Величина градиента, исключающего разрушения призабойной зоны, определяется двумя способами: специальным исследованием скважины с целью определения зависимости dp/dR и количеством выносимого из скважины песка, естественно путем обеспечения выноса песка из забоя соответствующей конструкцией; изучением образцов породы в лабораторных условиях на разрушение. Однако отбор проб образцов породы в условиях неустойчивости практически невозможен и поэтому остаются только промысловые исследования на разрушение и вынос пород1.

Как правило, разрушение породы в зависимости от устойчивости пласта происходит начиная с некоторого значения градиента. Если пласт неустойчив к разрушению, то разрушение начинается при любом градиенте. Так, например, пласты сеноманских залежей разрушаются практически при любом градиенте давления. В таких случаях для проектировщика главным становится выбор значения градиента давления. Однако во всех проектах месторождений севера Тюменской области в сеноманских отложениях вместо градиента в качестве критерия использованы постоянные депрессии на пласт. Такой подход к выбору критериев показывает, что проектировщики не совсем понимают разницу между депрессией на пласт и градиентом давления в пласте. Градиент давления при одной и той же депрессии на пласт может быть неодинаковым и зависит от свойств пористой среды и фильтрующегося в ней флюида (рис. 6.1). Как видно из рис. 6.1, максимальный градиент давления приходится на зону, примыкающую к стенке скважины. Это означает, что если у стенки скважины обеспечивается устойчивость породы путем выбора соответствующего градиента

1 Как показали последние работы, к разрушению пласта приводят высокочастотные низкоамплитудные колебания, возникающие при наличии трех Н (неравновесность, неоднородность, неустойчивость).

509

Рис. 6.1. Определение градиента давления в пластах с различными проницаемостями (1, 2)

давления, то за пределами этой зоны устойчивость к разрушению тем более будет обеспечена. Поэтому при обосновании режима необходимо построить для скважин по известным данным о параметрах пласта и газа зависимость градиента давления от радиуса зоны дренирования и установить величину Ap1 для выбранного AR1, где 0,1 < AR < 0,5 м, а затем сопоставить величину полученного градиента давления с табличными градиентами, установленными как предельные, превышение которых приводит к разрушению. Табличные значения предельно допустимых величин градиента давления, определенные различными исследователями, отличаются друг от друга для одних и тех же по устойчивости пород. Если у проектировщика по проектируемому месторождению будут более достоверные данные о величине допустимого градиента, то необходимо воспользоваться этими данными.

Предельно допустимые градиенты давления в породах с различной устойчивостью, рекомендованные в работе [104], приведены ниже:

dp/dR < 0,005 МПа/см — в неустойчивых коллекторах;

0,005 < dp/dR < 0,01 в слабоустойчивых коллекторах;

0,01 < dp/dR < 0,1 в среднеустойчивых к разрушению коллекторах;

0,10 < dp/dR < 0,15 МПа/см — в устойчивых к разрушению коллекторах;

dp/dR > 0,15 МПа/см — в высокоустойчивых, неразрушающихся коллекторах.

Крайне важно при обосновании технологического режима работы скважин, исходя из условий разрушения призабойной зоны пласта, установить характер зависимости количества твердых примесей в газе при различных градиентах давления и его изменение во времени при постоянном градиенте давления в пласте. Следует подчеркнуть, что связь градиента давления с количеством разрушающейся породы по месторождениям севера Тюменской области в сеноман-ских отложениях до настоящего времени неустановлена. Ниже в табл. 6.1 приведены данные о количестве выносимой породы из скважины при различных депрессиях на пласт на одном из действующих месторождений севера Тюменской области, которые показывают недоказанность выбранной депрессии на

510

пласт по сеноманским отложениям. К сожалению, до настоящего времени ни на одном из действующих крупных газовых месторождений не установлена с высокой достоверностью связь между депрессией и количеством твердых примесей в газе. При обосновании режима работы скважин должно быть выбрано только определенное значение градиента давления, если разрушение призабой-ной зоны начинается практически при минимальной его величине. Естественно, что чем меньше градиент давления, тем меньше дебит и тем больше число скважин для обеспечения заданного отбора газа из месторождения. Поэтому при проектировании следует допускать возможность разрушения призабойной зоны из-за необходимости установления приемлемого дебита проектных скважин. Такой принцип заложен в большинстве действующих проектов сеноман-ских залежей газа, хотя абсолютная величина депрессии с количеством продукта разрушения не увязана до настоящего времени.

В условиях разрушения призабойной зоны при любом градиенте давления интенсивность разрушения и выноса породы, производительность проектных скважин, выход из строя скважинного оборудования и число скважин должны рассмотриваться с учетом как гидродинамики процесса, так и экономических показателей себестоимости добычи газа при различных количествах продуктов разрушения призабойной зоны и дебитах скважин.

Следует иметь в виду, что критерий в виде градиента давления в наименьшей степени изменчив в процессе разработки. Изменение градиента происходит только на поздней стадии разработки, при обводненных скважинах и после ремонта скважин. При режиме эксплуатации скважин с постоянным градиентом давления происходит изменение радиуса скважины, если скважина эксплуатируется с выносом, но эти изменения не влияют на дебит скважины, так как они незначительны.

2. Режим постоянной депрессии на пласт следует использовать, если существует возможность деформации пласта, приводящей к ухудшению проницаемости призабойной зоны, или обводнения скважины подошвенной водой.

Если в результате создаваемой депрессии на пласт опасность обводнения не существует, то величину ?p следует определить из зависимости между дебитом скважины и депрессией на пласт (рис. 6.2), построенной по данным исследования скважин методом установившихся отборов. На рис. 6.2 показаны три наиболее типичные зависимости дебита от депрессии на пласт: кривая 1, когда происходит практически линейный рост дебита от депрессии, что обычно имеет место в высокопродуктивных залежах, как например в скважинах, вскрывших сеноманскую залежь; кривая 2, когда, начиная с некоторой величины депрессии на пласт, происходит ухудшение фильтрационных свойств и снижение интенсивности роста дебита с ростом депрессии на пласт; кривая 3, когда скважина вскрывает низкопродуктивные пласты и к тому же с ростом депрессии на пласт существенно снижаются фильтрационные свойства призабойной зоны и поэтому при очень больших депрессиях на пласт дебит немного снижается, как это имело место на скважинах месторождения Чирен. Для наглядности на рис. 6.2 каждая типовая зависимость охарактеризована ростом дебита при зафиксированной постоянной величине депрессии на пласт ?p1 = сonst, ?p2 = сonst и ?p3 = = сonst (соответствующие им дебиты ?Q1, ?Q2 и ?Q3).

Таким образом, в случае отсутствия опасности обводнения скважины подошвенной водой необходимо построить такие зависимости по имеющимся скважинам, обобщить эти зависимости и выбрать предельные значения депрессии на пласт для проектных скважин и соответствующие им дебиты по скважинам в зависимости от расположения их на площади газоносности и вскры-511

Рис. 6.2. Зависимости дебита газовой скважины от депрессии при различных проницаемостях

пласта

ваемых эффективных толщин. Выбираемая депрессия должна быть увязана с конструкцией скважины, с необходимым давлением в коллекторе и другими факторами. Это условие особенно важно для зависимости, выраженной кривой 1, когда существует возможность увеличения дебита в результате дальнейшего незначительного увеличения депрессии на пласт.

Теперь рассмотрим случай, когда режим постоянной депрессии на пласт вызван наличием и близостью подошвенной воды и возможностью обводнения скважин. В таких случаях существует возможность определить допустимую депрессию на пласт в зависимости от вскрытия пласта, положения газоводяного контакта и вертикальной проницаемости пропластков от ГВК до нижней границы интервала перфорации. Прежде всего, следует детально ознакомиться с продуктивной характеристикой газоносных пластов с позиции наличия гидродинамической связи между пропластками с величиной вертикальной проницаемости этих пропластков и наличия непроницаемых экранирующих прослоев хотя бы локального характера. Наличие таких прослоев или низкой вертикальной проницаемости практически снимает ограничение на величину допустимой депрессии на пласт хотя бы для определенной части проектных скважин. Снятие ограничения даже для части скважин имеет важное значение, так как об-512

воднение скважин подошвенной водой относится к категории факторов, с которым практически невозможно бороться. Причем опасность обводнения скважин даже при соблюдении величины допустимой депрессии на пласт, обусловленной наличием подошвенной воды, в процессе разработки непрерывно усиливается из-за подъема газоводяного контакта. При зафиксированной нижней границе интервала перфорации подъем ГВК требует периодического снижения допустимой депрессии на пласт. При снижении депрессии на пласт, из-за опасности обводнения и уменьшения толщины газоносного пласта, происходит практически более интенсивное снижение дебитов скважин. Эти изменения должны быть рассмотрены и учтены при прогнозировании показателей разработки. Схематично эти процессы показаны на рис. 6.3, из которого видно, что при постоянной величине вскрытой толщины hвс и подъеме ГВК толщина газоносного пласта уменьшается от hги до hгт, а расстояние между ГВК и нижней границей интервала вскрытия от hгн – hвс до hгт – hвс. Чтобы сохранить первоначальную величину hгн – hвс, необходимо поднять нижний интервал вскрытия до hвс т, и тогда текущее расстояние между текущим положением ГВК hгт – hвс т будет одинаковым с начальным hгн – hвс. Это приведет к снижению дебита только за счет снижения газонасыщенной толщины пласта, а величина допустимой депрессии на пласт останется постоянной.

Следует обратить внимание на то, что величина допустимой депрессии на пласт зависит от свойств воды и газа (нефти при наличии оторочки), положения ГВК и вскрытия, т.е. нижней границы интервала перфорации, от вертикальной проницаемости пласта и активности подошвенной воды. Существует несколько методов для определения величин допустимых депрессий на пласт и

Рис. 6.3. Схема изменения положения газоводяного контакта и степени вскрытия пласта вертикальной скважиной в процессе разработки

513

предельных безводных дебитов скважин. Все рекомендованные к настоящему времени приближенные методы весьма отдаленно описывают физическую сущность процесса обводнения, и в абсолютном большинстве случаев прогнозируемые безводные дебиты не совпадают с фактическими дебитами и сроками обводнения скважин подошвенной водой. Причиной такого несовпадения является очень грубая схематизация процесса обводнения. Поэтому при обосновании безводного дебита основной задачей является оценка диапазона ожидаемых де-битов и депрессий на пласт при наличии подошвенной воды.

Но главным остается проведение специальных исследований для подготовки исходных данных, используя которые, с помощью геолого-математических моделей можно с весьма высокой достоверностью определить сроки обводнения скважин и их безводные дебиты в зависимости от изменения давления на забоях скважин и общего падения пластового давления в зоне, дренируемой скважиной. Методика расчета допустимых депрессий на пласт и безводных де-битов будут рассмотрены в разделе 6.5.

3. Режим постоянного забойного давления довольно редко используется для обоснования режима эксплуатации скважин. Наиболее часто используемый случай pз = сonst связан с разработкой недонасыщенных газоконденсатных месторождений. Такой режим недолговечен из-за того, что по достижении определенной величины пластового давления во избежание интенсивного снижения дебита скважин его заменяют другим режимом, более подходящим для данной стадии разработки залежи. Теоретически продление срока эксплуатации скважин на режиме pз = сonst возможно при поддержании пластового давления путем закачки сухого газа или воды в пласт. На режиме pз = сonst временно эксплуатируются скважины Астраханского газоконденсатного месторождения.

4. Режим постоянного дебита скважин является наиболее выгодным, если его можно поддерживать длительное время, если увеличение депрессии на пласт при этом не приводит к осложнениям, если предприятие временно не имеет возможность бурить и обустраивать дополнительное число скважин. Такой режим можно временно использовать и при условиях добычи коррозионно-активного газа, когда интенсивность коррозии связана со скоростью движения газа по стволу скважины с заданной конструкцией. При этом режиме конструкция скважины должна обеспечить вынос твердых и жидких примесей из забоя и исключить возможность образования песчано-жидкостных пробок. Такой режим принят в основной массе скважин, вскрывших сеноманскую залежь месторождений севера Тюменской области. На этих месторождениях допустимая депрессия на пласт, обусловленная разрушением призабойной зоны, установлена в размере ?pдоп = 0,5 МПа. Однако при такой депрессии на пласт на начальной стадии разработки месторождения дебит скважин доходил до 3 млн. м3 газа в сутки. Поэтому в проектах разработки месторождений Медвежье, Уренгойское, Ямбургское и других было установлено, что с начала разработки скважины будут работать с дебитом Q = 1,0 млн. м3/сут, но при этом в разных скважинах будут разные депрессии на пласт, изменяющиеся в диапазоне 0 ? ?p ? 0,5 МПа, и в каждой скважине по мере достижения допустимой величины депрессии ?p = 0,5 МПа = сonst дебит будет снижаться из-за нового режима. По большинству скважин этих месторождений принятый режим Q = 1,0.106 м3/сут = = сonst продолжался около 10 лет. Он искусственно ускорил ввод новых скважин и наземных сооружений, опережая капитальные вложения на освоение залежи, без особой надобности, в среднем на 5 лет. Проектанты и исполнители проектных решений таким способом дополнительно перестраховались от возможных нарушений по несвоевременному выполнению проектных показателей.

514

5. Режим постоянной скорости потока по стволу скважины, в особенности в интервале перфорации, используется для обеспечения выноса примесей, поступающих на забой вместе с газом. Этот режим должен использоваться для двух участков: в интервале перфорации и в устье скважины. При постоянной скорости потока обеспечивается весьма низкая интенсивность коррозионно-эррозионного разъедания фонтанных труб в случае отсутствия защитных ингибиторов.

Низкая скорость у интервала перфорации, достаточная для удаления примесей, должна составлять v ? 5 м/с. Ниже этой скорости существует опасность образования пробки. Максимальная скорость ближе к устью скважины должна равняться v ? 11 м/с. При этой скорости интенсивность разъедания труб значительно ниже, чем при скоростях больше 11 м/с. Таким образом, с точки зрения технологии эксплуатации скорость движения потока по стволу должна составлять 5 ? v ? 11 м/с. С позиции потерь давления по стволу и минимальной коррозии желательно иметь по всей длине ствола скорость, равную 5 м/с, однако при этом требуются соответствующие, сравнительно большие диаметры обсадных колонн и фонтанных труб. В действующих проектах сеноманских залежей такие размеры в целом соблюдены (принято, что Dобс = 0,20 м, а Dфон = 0,15 м), что крайне редко встречается в мировой практике.

Соблюдение максимально допустимой скорости в практике проектирования возникло при обосновании режима работы скважин месторождений Краснодарского края из-за наличия в составе газа СО2 и Н2S и скважин месторождений, в газе которых содержится атомарная ртуть. Отсутствие соответствующего ингибитора против ртутной коррозии практически заставило в 1970-х годах главного консультанта по проектированию таких месторождений З.С. Алиева провести специальные исследования по изучению интенсивности ртутной коррозии от скорости потока и марки металла, используемого для скважинного и наземного оборудования. Эти исследования показали, что минимальная коррозия происходит при скорости 10 ? v ? 12 м/с. Результаты этих исследований и режим эксплуатации скважин одного из месторождений Германии приведены в работе [104]. Разработанные в этой работе рекомендации остаются пока единственными в этой области, так как до настоящего времени не разработаны ингибиторы ртутной коррозии. Борьба с ртутной коррозией возможна только путем применения цветных металлов, желательно в порошкообразном виде, что делает разработку таких месторождений нерентабельной.

Соблюдение режима v = сonst в пределах интервала перфорации может быть обеспечено не столько работой пласта, сколько конструкцией ствола скважины. Практически при любом дебите скважины существует возможность получения скорости, равной 5 м/с. Однако при обосновании режима такую скорость нужно установить после того, как будет определена продуктивная возможность пласта. Это означает, что сначала нужно определить производительность скважины, а затем выбрать соответствующую конструкцию.

6. Режим постоянного устьевого давления выбирается, как правило, на непродолжительный срок, причем не с начала разработки месторождения. Использование режима pу = сonst всегда связано с необходимостью некоторое время поддерживать такое давление, при котором работой системы осушки газа будет обеспечена требуемая кондиция газа. Такая ситуация возникает при несвоевременном вводе в эксплуатацию дожимных компрессорных станций. Применение этого режима приводит к снижению дебита проектных скважин ниже проектных. Подобная ситуация возникает почти на всех месторождениях

515

и приводит к временному уменьшению отбора газа из месторождения, не предусмотренному проектом.

Кроме перечисленных выше критериев, принято прогнозировать температурный режим работы скважин. Этот режим в качестве критерия требует, чтобы p з < pр и O з > Oр, что равносильно исключению возможности образования гидратов в призабойной зоне пласта, и p з < pр и O з > Oр, что равносильно исключению возможности образования гидратов в стволе скважины. Обычно возможность образования гидратов в призабойной зоне определяется только тогда, когда температура газа в пласте сравнительно низкая, чем характеризуются месторождения Якутии на глубинах до 2500-3000 м. Образование же гидратов в стволе скважин — явление обычное. Так, например, гидраты могут образоваться в скважинах Оренбургского месторождения, где температура газа в пласте равна O пл ~ 303 К. Детально этот режим, также как и другие режимы, будут рассмотрен ниже. Отметим лишь то, что обычно температурный режим определяется как второстепенный после выбора одного из шести рассмотренных выше режимов. Отчасти это связано с тем, что ограничения, вызванные возможностью образования гидратов, могут быть легко сняты путем ингибирования скважин против гидратообразования, хотя такое мероприятие требует от разработчика дополнительной затраты средств и повышает себестоимость добычи газа.

Одним из основных вопросов при проектировании разработки является определение срока действия (продолжительности) выбранного технологического режима работы скважин. Во всех действующих проектах этот вопрос затронут весьма поверхностно, и в них нет конкретных рекомендаций, когда и по какой причине из режима, установленного ранее, следует переходить на новый и на какой именно режим работы. В настоящее время такая работа выполняется либо новым проектом, либо весьма существенной корректировкой действующего проекта примерно к концу периода постоянной добычи газа. В проекте должен быть обоснован новый определяющий фактор и выбраны новые критерии и их численные значения для нового отрезка времени из общей продолжительности процесса разработки залежи. На поздней стадии разработки, как правило, возникают факторы, связанные с обводнением скважин и удалением из забоя жидкости, а также поддержанием на устье необходимого давления.

Несмотря на установленные режимы работы скважин в начале разработки и на поздней стадии, когда выбран новый режим, в проекте должен быть раздел по интенсификации притока газа к скважине. Эти методы по интенсификации должны снять ограничения, накладываемые на режим работы скважины различными факторами. К сожалению, в настоящее время невозможно снять ограничения, вызванные некоторыми определяющими факторами, такими как обводнения подошвенной водой или по «суперколлекторам», разрушение призабойной зоны при вскрытии неустойчивых коллекторов и т.д.

 

6.3. МЕТОДЫ ОБОСНОВАНИЯ КРИТЕРИЕВ

И ИХ ПРЕДЕЛЬНЫХ ЗНАЧЕНИЙ ПРИ ВЫБОРЕ РЕЖИМА РАБОТЫ СКВАЖИН

ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА РАБОТЫ СКВАЖИН

В УСЛОВИЯХ ДЕФОРМАЦИИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ

И РАЗРУШЕНИЯ ПЛАСТА

Вертикальные скважины. Обоснование технологического режима работы скважин при проектировании разработки месторождений в условиях значительной депрессии на пласт и, следовательно, деформации пористой среды и разрушения пласта в призабойной зоне относится к проблемам, истинное математическое описание и решение которых не существует. Такое состояние проблемы связано с тем, что до настоящего времени не найдены какие-либо приемлемые методы и технологии, позволяющие с надежной точностью определить:

силы сцепления между частицами породы, которые можно было бы сопоставить с градиентом давления, при котором происходит разрушение;

регламентированные значения градиентов давления, при которых происходит разрушение пород с различными механическими и минералогическими составами и свойствами, в зависимости от легко определяемых параметров, например, от плотности пород, глубины их залегания, минералогического состава, возраста пород-коллекторов и т.д.;

влияние на устойчивость пород обводнения залежи;

устойчивость несцементированных, слабоустойчивых пород к разрушению и т.д.

Отсутствие возможности определить основной параметр — устойчивость пород – создает безвыходное положение для достоверного прогнозирования режима эксплуатации скважин в условиях разрушения. Поэтому в имеющихся проектах разработки сеноманских залежей, из которых добывается около 80 % газа в России, степень обоснованности режима работы скважин в условиях разрушения весьма низкая. В принципе все месторождения газа сеноманских отложений разрабатываются на базе проведенных в начале 1970-х годов немногочисленных исследований, посвященных изучению связи депрессии на пласт с количеством твердых примесей, выносимых газом. Позднее аналогичные исследования проводились и на других месторождениях. О качестве этих исследований можно судить, проанализировав данные реальных скважин, приведенные в табл. 6.1. Прежде всего, следует отметить, что все эти скважины вскрывают се-номанские отложения и расположены сравнительно недалеко друг от друга в зоне дренирования одной УКПГ. Устойчивость газоносных пластов не только в пределах зоны дренирования данной УКПГ, но и всей газоносной площади практически одинакова. Несмотря на такую схожесть свойств пород, результаты исследования по изучению зависимости перепада давления от количества выносимых примесей оказались глубоко неверными и ошибочными. При этом как исследователи, так и авторы проекта не выяснили причин таких некачественных результатов. Трудно понять, почему не обратили внимание на результаты исследования скв. 2145 по выносу песка при различных депрессиях на пласты, (см. табл. 6.1), когда при ?p1 = 0,227 МПа Qпр 1 = 30 г за 30 мин работы скважины, а при ?p4 = 0,518 МПа Qпр 4 = 25 г, т.е. вынос песка меньше, чем на первом режиме за те же 30 мин работы. Почему скв. 2115 при ?p1 =

517

Т аблиц а 6.1

Результаты замеров количества выносимых примесей за 30 мин по скважинам при различных депрессиях




Номер скважины


Параметры







2145
2133
2119
2115
2038
3036
270
2111

Ap 1, МПа
0,227
0,17
0,381
0,104
0,247
0,213
0,539
0,131

Qпр1, г
30
20
350
30
100
15
15
30

Ap2, МПа
0,291
0,244
0,493
0,131
0,330
0,299
0,800
0,188

Qпр2, г
15
40
370
20
100
5
20
10

Ap3, МПа
0,385
0,321
0,569
0,172
0,444
0,420
0,1169
0,258

Qпр3, г
20
65
400
25
100
5
30
10

Ap4, МПа
0,518
0,453
0,685
0,253
0,803
0,553
0,1578
0,339

Qпр4, г
25
120
500
30
140
15
40
56

Ap5, МПа
0,633
0,593
0,395
0,335
0,569
0,745
0,1861
0,472

Qпр5, г
30
160
350
35
120
20
50
100

Ap6, МПа
-
-
-
0,124
-
0,228
-
0,138

Qпр6, г



20

5

20

= 0,104 МПа и ?p4 = 0,253 МПа выносила одинаковое количество песка Q1 = = Q4 = 30 г за 30 мин, а при депрессии на пласт ?pз = 0,172 МПа Qпр 3 = = 25 г песка. Аналогичные результаты получены по скв. 2111, которая при ?p1 = 0,131 МПа выносила песка Qпр 1 = 30 г, при ?pз = 0,258 МПа Qпр 3 = = 10 г, а при ?p5 = 0,472 МПа Qпр 5 = 100 г. Как были обоснованы режимы проектных скважин с такими данными, и на основании чего предельная депрессия ?pпред = 0,5МПа, когда практически нет даже элементарных доказательств? Проектировщик обязан был потребовать хотя бы в период проектирования (обычно на проектирование дается около года) за несколько недель провести показательные исследования по выносу песка, позволяющие установить зависимость между ?p и количеством примесей. Как может быть установлен режим работы проектной скважины, когда основным фактором, ограничивающим дебит скважины, является разрушение призабойной зоны, без качественного изучения определяющего фактора? Проектировщик должен был составить специальную программу для показательных контрольных исследований, обеспечивающих не только разрушение призабойной зоны, но и вынос продукции разрушения, и качественного отделения этой продукции из газа.

Причем для установления зависимости количества примеси Qпр от депрессии ?p необходимо было работать на режиме не 30 мин, а значительно больше времени, чтобы стабилизировалось (относительно) разрушение и вынос примесей. При этом необходимо было учесть профиль притока и спускать в скважину фонтанные трубы соответствующего диаметра до нижней границы интервала перфорации, как это показано на рис. 6.4.

Если в условиях разрушения призабойной зоны обоснование технологического режима сводится к выбору количественного значения градиента давления, то для устойчивых коллекторов, когда практически при любом градиенте давления коллектор не разрушается, в результате существенного снижения давления в призабойной зоне происходит значительное снижение проницаемости и, следовательно, дебита скважины. Характерная форма зависимости дебита от депрессии при этом показана на рис. 6.2 (кривая 3). Такие исследования необходимо провести для выяснения предельного значения депрессии, превышение которой приводит к весьма незначительному увеличению дебита, а также для разработки рекомендаций по интенсификации притока газа и нефти к скважине. Как правило, деформация пласта и ухудшение роста дебита в зависимости от депрессии наблюдаются в карбонатных, сильно сцементированных и трещи-518

Рис. 6.4. Схемы профиля притока газа к скважине и глубины спуска фонтанных труб:

а - однородный пласт; б - пласт, в нижней части которого сравнительно низкая проницаемость; в -пласт, в верхней части которого сравнительно низкая проницаемость (в нижней части она выше)

новатых коллекторах. Проведение таких исследований не связано с техническими и технологическими трудностями.

Таким образом, в условиях деформации и разрушения призабойной зоны для обоснования технологического режима работы скважины необходимо определить численную величину градиента давления, что для неустойчивых коллекторов практически невозможно. Поэтому остается некоторая произвольность выбора величины градиента без должного обоснования. Следует подчеркнуть еще и то, что до настоящего времени не разработана ни одна методика, хотя бы весьма приближенно описывающая процесс разрушения. Как правило, дебит газовой скважины определяют по формуле

Q

а + \]а +

4ЬАр

(6.1)

В условиях разрушения призабойной зоны формула (6.1) принимает следующий вид:

Q = aR[-1 + \1 + 4й*а/а*2] /2b*,

(6.2)

где

a = |апл2пл-'плРат/лк/г7ст; о = рстРат2пл7 пл/2л In 1cт; (6.3)

а — критический градиент давления, величина, которого определяется лабораторными и промысловыми исследованиями и для R = Ккр выражается формулой

а = dp/dR. (6.4)

Дополнительную информацию по технологическому режиму работы в условиях разрушения можно получить из работы [93].

Горизонтальные скважины. В горизонтальных скважинах возможность увеличения длины фильтра позволяет для заданной величины дебита уменьшить депрессию на пласт, т.е. снизить величину градиента давления вблизи горизонтального ствола. Максимальный градиент давления у горизонтальных скважин возникает у перехода от горизонтального положения ствола к вертикальному, если фонтанные трубы спущены только концом вертикальной (на-

 

519

клонной) части ствола и у башмака фонтанных труб, если часть горизонтального ствола также оборудована фонтанными трубами.

Связь между градиентом давления и дебитом горизонтальной скважины, вскрывшей полосообразный газоносный пласт, может быть представлена в следующем виде:

а = т0,/^ +Ч-----. (6.5)

L4h(R)p L 2 16h 2 (R)p

Учитывая, что допустимый градиент давления должен быть установлен у стенки ствола, формулу (6.5) можно представить как

а U U (6.6)

L4Rсpзд L216R2pзд

где рзд — допустимое забойное давление на стенке горизонтального ствола у башмака фонтанных труб или у перехода от горизонтального к вертикальному положению ствола, при котором достигается допустимый градиент.

Из уравнения (6.6) критический дебит горизонтальной скважины будет

(2кр = -a1+^a12-b1 8Rc2pздL/b*, (6.7)

где

а,1 = а /4Кcрзд и Ь1 = о а/4Кcрзд. (6.8)

Интегрируя уравнение (6.5), с учетом (6.7) и (6.8) получим

pп2 л - pз2 д = Д {[-Й1 + 4a12-b^ 8R2pздL/b'} +

+B1 { а1 - Ja12 - b1 8R2cpздL/b'), (6.9)

где значения коэффициентов A1 и В1 определяются по формулам, приведенным раньше.

Уравнение (6.9) решается численным методом и позволяет находить рзд, а затем величину Окр.

6.4. ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО

РЕЖИМА РАБОТЫ ПРОЕКТНЫХ СКВАЖИН

В УСЛОВИЯХ ВОЗМОЖНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК

Вертикальные скважины. Одним из отрицательных результатов разрушения призабойной зоны при вскрытии неустойчивых коллекторов является возможность образования песчаных пробок. Многочисленными исследованиями установлено, что образование песчаной пробки в вертикальных скважинах влияет на их производительность так же, как несовершенство скважины по степени вскрытия пласта. На рис. 6.5 показано влияние относительной высоты пробки /пр на производительность вертикальных скважин при кпр =

520

Рис. 6.5. Зависимость относительного дебита вертикальной скважины от относительной высоты пробки: 1 — при kпр > kпл; 2 — при kпр = 50kпл

= kпл (кривая 1) и kпр = 50 kпл (кривая 2). Из этих зависимостей видно, что образование пробки даже высокой проницаемости существенно снижает дебит

скважины. При одинаковой относительной высоте пробки hпр = hпр /h разница между дебитами составляет около 10 %. Так, например, при hпр = 0,3 относительный дебит при kпр = kпл равен Q = 0,55, а при kпр = 50kпл Q = 0,65 от

дебита скважины при hпр = 0.

Такое сильное влияние пробки на производительность скважины связано с тем, что поступающий в ствол скважины газ должен двигаться вдоль пробки. Это означает, что поток газа вместо движения по обсадной колонне двигается по сечению намного меньшему, чем сечение обсадной колонны. Поэтому при обосновании режима необходимо создавать такие условия, при которых образование пробки будет исключено. Выше было показано, что скорость движения потока по стволу должна составлять v ? 5 м/с. Если выбранная конструкция скважины по всей длине интервала перфорации не обеспечивает такую скорость, то необходимо выбрать другие параметры фонтанных труб — диаметр и глубину спуска при текущем дебите.

Если в проекте достоверно установлены дебиты проектных скважин в зависимости от изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления и пластового давления при зафиксированных критериях технологического режима, то процесс образования пробки нетрудно установить по изменению дебита, непредусмотренному проектом.

Влияние пробки на дебит скважины следует оценить по следующим формулам:

521

1. При полном перекрытии продуктивного пласта пробкой

Q = [Рп л ~ Рз^прЛф/а)0,5, (6.10)

где Апр — высота пробки. В рассматриваемом случае hпр= h, где h — толщина продуктивного пласта; а и b — коэффициенты сопротивления, определяемые по формулам

а = \izpатTплln — /nkTст; b = 2\хгратТпл/пК ТстВ^. (6.11)

Rc

2. При частичном перекрытии пласта пробкой относительный дебит

Q = Qпр/Об.пр = 1 - [1 - th(b/a)0,5hпр /(b/a)0,5hпр]hпр/h, (6.12)

где Qб. пр — дебит скважин без пробки.

3. При полном перекрытии пласта столбом жидкости дебит оценивается по формуле

Q = ~е + Рп л ж, (6.13)

aD a

где

D = 0,683р[ф + (1 - ф)Рж/Ргр]/ср71ср; (6.14)

Ф — истинное газосодержание потока; ргр — плотность газа в рабочих условиях. Значение истинного газосодержания может быть заменено расходным газосодержанием р, определяемым по формуле

Р = Qгр /(Qгр + Ож), (6.15)

Qгр — дебит газа при рабочих условиях рср и Гср по стволу скважины, величину которого следует определить из равенства

Qгр = QстPатTсрZср/PcрTст, (6.16)

Qст — дебит газа при стандартных условиях, т.е. при рат и Тст = 293 К. Значения Рср и Гср определяются по формулам

Рср = (Ру – Рз)/2 и рср = (Ту - Тз)/2. (6.17)

Для повышения точности расчетов следует общую глубину ствола L разделить на элементы AL, а затем полученные результаты просуммировать. Величину ргр нужно вычислить из уравнения состояния:

Ргр = РстРсрТст /PатZсрTср. (6.18)

Характер изменения относительных дебитов при полном и частично перекрытии продуктивного интервала песчаной пробкой показан на рис. 6.6, а и б. Как видно из рис. 6.6, а, на относительный дебит скважины при полном перекрытии продуктивного пласта пробкой существенно влияет толщина пласта. Чем больше толщина газоносного пласта, тем существеннее влияние пробки, полностью перекрывающей этот пласт. Из рис. 6.6, б видно, что при частичном перекрытии продуктивного пласта пробкой, чем меньше толщина пласта, тем меньше влияние частичного перекрытия его пробкой.

Существенное значение при проектировании разработки газовых и газо-

522

Рис. 6.6. Зависимость относительного дебита от относительной проницаемости *Дпр:

а — при полном перекрытии пробкой продуктивного пласта с толщиной 1; 5 и 10 м (соответственно кривые 1, 2 и 3); б — при частичном перекрытии пробкой продуктивного пласта толщиной 1; 10; 20

и 30 м (соответственно кривые 1, 2, 3 и 4)

конденсатных месторождений имеет зависимость высоты пробки от создаваемых депрессий на пласт. Даже в случае вскрытия устойчивых к разрушению пластов возможность образования пробки не исключена за счет очищения при-забойной зоны от бурового раствора. Поэтому в качестве критерия технологического режима, если использованы все, кроме dp/cbc = сonst, необходимо оценить возможность пробкообразования с позиции разрушения призабойной зоны. Для этого предлагается графическая зависимость между высотой пробки кпр и депрессией Ар на пробку, показанная на рис. 6.7.

Кроме того, в проекте необходимо оценить возможность самозадавливания эксплуатационных скважин, исходя из величины удельного перепада давления на единицу длины пробки. Удельный перепад на пробку определяется формулой

R = [Px=0 – р]/[ Рпл – Рз] hпр = [1 - 1/ch(b/a)0,5hпр]/hпр. (6.19)

Разность давлений в формуле (6.19) можно заменить весом материала, из которого состоят пробки. Тогда расчетная формула примет вид

рп104/[Рпл – Рз] = [1 – 1/ch(fe/a)0,5/?пр].

(6.20)

Из этого уравнения можно определить высоту пробки кпр путем его разложения в ряд. Приближенное решение этого уравнения относительно Ь,пр с точностью 1 % имеет вид:

РпЙЙпр10

Рп

Рз

6/,+^п104 = 0,

(6.21)

откуда

'чпр1

104( п

Рз)

2Рп

108(>пл-Рз)2

4Рп

2а_ ~Ь

(6.22)

523

Рис. 6.7. Зависимость высоты пробки йпр от депрессии на пласт:

/ — область мнимых решений; 1—6 — соответственно при 2а/Ь = 10; 100; 400; 900; 1500 и 2500. Точки получены по данным скв. 9 месторождения Газли

h

пр2

104( п

Рз)

2Рп

108(>пл-Рз)2

4Рп

2а_ ~Ь

(6.23)

Формула (6.23) может быть использована для расчета критической высоты столба жидкости, при которой скважина будет самозадавливаться. Для самоза-давливания скважины необходимо, чтобы на нижней части столба давление рх=0 было равным пластовому, т.е. рх= 0 = Рпл. При этом, т.е. при х = 0 коэффициент Ь = оо. Тогда из формулы (6.23) находим:

^пр = 104(Рпл – Рз)/Рп. (6.24)

Для того, чтобы не работала и верхняя часть пласта толщиной h, необходимо к Апр добавить и h. Тогда вместо (6.24) получим

hпр = h + 104(рпл - рз)/Рп. (6.25)

Предлагаемые формулы должны быть использованы для пробок с пластическими свойствами.

Приведенные выше формулы для определения относительных дебитов скважин, удельного перепада для разрушения образовавшейся пробки и высоты пластичных пробок предназначены, прежде всего, для оценки влияния образования пробки на производительность, анализа состояния высоты пробки и в определенной степени для разрушения пробки путем создания удельной депрессии на пробку.

Предотвратить возможность образования пробки можно только двумя пу-

524

тями: либо создать такой градиент давления, при котором призабойная зона не разрушится; либо синхронно с разрушением призабойной зоны удалять примеси путем подбора соответствующей конструкции, т.е. диаметра и глубины спуска фонтанных труб. Такие прогнозные расчеты необходимо провести для всего периода разработки месторождения с учетом параметров изменения дебита и давлений проектных скважин.

Горизонтальные скважины. Условие для устойчивой эксплуатации горизонтальных скважин при возможности разрушения призабойной зоны и образования пробки намного сложнее, чем для вертикальных. Это связано с значительной длиной горизонтального ствола и низкой скоростью потока ближе к торцу скважины. Поэтому при обосновании режима работы горизонтальных скважин необходимо увязать конструкцию горизонтального ствола с распределением давления по длине горизонтальной части и дебита (скорости).

В отличие от вертикальных, в горизонтальных скважинах условие разрушения распространяется не на всю длину ствола, и зона разрушения зависит от конструкции скважины. Если в горизонтальную часть ствола фонтанные трубы не спущены, то наиболее опасной зоной, с точки зрения разрушения призабой-ной зоны, является начальный участок горизонтального ствола. Если горизонтальный ствол оборудован фонтанными трубами, то наиболее опасным, с точки зрения разрушения, является сечение у башмака фонтанных труб. Таким образом, если освоение залежи будет осуществляться горизонтальными скважинами, то критическую величину градиента давления нужно определить у начала горизонтального ствола, когда он не оборудован фонтанными трубами, и на сечении у башмака, если скважина оборудована фонтанными трубами. Эта отличительная черта горизонтальных скважин связана с большой длиной интервала притока и, в связи с этим, с потерями давления по стволу. На рис. 6.8 показано распределение давления и его градиентов вдоль горизонтального ствола. Интенсивность роста градиента к начальному участку горизонтального ствола при отсутствии фонтанных труб и к башмаку фонтанных труб при оборудовании скважины фонтанными трубами намного меньше темпа роста градиента при фильтрации газа к вертикальной скважине. Темп роста градиента давления по стволу горизонтальной скважины предопределяется потерями давления по стволу при движении газа.

Величину градиента давления по стволу горизонтальной скважины следует отрегулировать конструкцией скважины. В принципе один и тот же дебит из горизонтальной скважины можно получить двумя путями: удлинением ствола и, следовательно, снижением депрессии на пласт по горизонтальному стволу, что приведет к режиму работы без разрушения призабойной зоны; увеличением градиента давления и уменьшением длины горизонтального ствола. В вертикальных скважинах такая возможность ограничена. Интенсивность роста градиента к башмаку фонтанных труб более высока, чем интенсивность в скважинах, не оборудованных фонтанными трубами, так как при движении газа по заданному пространству потери давления выше потерь при движении газа по трубам.

Величину градиента давления по длине горизонтального ствола можно определить по формуле

dp/dL = ? при L = 0 при отсутствии фонтанных труб, dp/dL1 = ?1 при L1 = 0 при наличии фонтанных труб.

Для критического значения градиента давления дебиты горизонтальных скважин будут определяться по следующим формулам:

без фонтанных труб

525

Рис. 6.8. Распределение давления и его градиента по длине горизонтального ствола: a — необорудованного фонтанными трубами; a — оборудованного фонтанными трубами

Q

кр

с фонтанными трубами Q

кр

-а + \la

4а2-Ъ

+ Ja2-b

-а + sa

8R2cpзбL/b*

¦8R2p^/b*

(6.26)

(6.27)

где

a = a*/4Rcpзд, b = b*a/4R2pзд, b1 = b*<x1/Rc2pз

(6.28)

Значения градиентов давления ? и ?1 необходимо определить экспериментально, а затем сравнить с критическими градиентами давлений, определенных

526

для неустойчивых, слабоустойчивых, среднеустойчивых, устойчивых и сверхустойчивых пород. Обычно для расчетного определения градиента давления используют заданную величину дебита и приближенную формулу притока газа к скважине. Такие расчеты неприемлемы для горизонтальных скважин, так как из-за значительной длины фильтра (горизонтальная часть ствола) забойное давление существенно изменяется по длине. Это означает, что для определения распределения давления по стволу скважины необходимо совместное решение двух уравнений: движения газа по стволу и притока газа к горизонтальному стволу. Причем при наличии в горизонтальной части ствола скважины фонтанных труб, частично перекрывающих возможность притока в ствол к внутреннему сечению обсадных колонн, эти уравнения должны быть написаны для участков от нуля до L1 и от L1 до L, как это показано на рис. 6.8, б. Ниже приведены уравнения движения газа по стволу горизонтальной скважины и притока газа к стволу.

1. Для горизонтальной скважины, не оборудованной фонтанными трубами

-§ = А, Рат^ +Щ0-Л — 1; (6.29)

dl 2DpF 2 F 2 dl{p)

dp (0Л [ dQ dp _ ] 2

— = -----P-----Q\/P, (6.30)

dl{p J \ dl dl J где р — плотность газа, определяется из уравнения состояния газа

Р = Рстй/Рат^Гпл; (6.31)

F — площадь поперечного сечения горизонтального ствола, определяемая из равенства

F = tiD2/4; (6.32)

D — внутренний диаметр обсадной колонны.

Для решения поставленного вопроса используем результаты работы [8]:

22 A dO , т>( dQ\ dQ -A + [ А + 4B(pп л - р )

Рпл-р =? + В\%\ и^ =------------„i, (6.33)

dl iy dl J dl 2B

p — давление на стенке горизонтального ствола в интервале 0 < / < L.

С учетом (6.31) - (6.33) распределение давления будет определяться формулой

dp / dl

pатzTплQp

атат пл

n2D4T

16pcтpатzrплQ2 p 2

n2D4T

x? + 2f

(6.34)

Система обыкновенных дифференциальных уравнений (6.33) и (6.34) является нелинейной и не имеет простого аналитического решения. Поэтому ее следует решать численно, например, методом Рунге - Кутта. Таким образом, определив распределение давления по длине ствола, нетрудно найти критическую величину градиента давления, показанного на рис. 6.8, а и б.

2. Для горизонтальной скважины, оборудованной фонтанными трубами (см. рис. 6.8, б), общий дебит скважины

Ооб = Q0L + Ql-L, (6.35)

527

где Q0, — дебит участка перекрытой фонтанными трубами; 0,_, - дебит уча-

стка от башмака фонтанных труб до торца скважины. На участке L~L1 справедливы уравнения, полученные для скважины, не оборудованной фонтанными трубами. Обозначим давление у башмака через р,. Тогда вместо уравнения

(6.33) и (6.34) получим

dPb-i1/dl

:о&-а+2д&-а

1 L *1 L *1 ; (6.36)

2 1 Q L-I1Pl.-I1

dQL-k/dl = \-А+[А2+ЩРп2 л-Р1к)]0,5 }/2Д (6.37)

где

S1=8pстzrпл/7r2Z)4rст.

Как и в предыдущем случае, система из уравнений (6.36) и (6.37) решается численно, например, методом Рунге - Кутта при граничных условиях

/ = U Ob-I1 =0 и 1= Ь1, pL_k =Pk= Ааш.

Для второго участка, где газ притекает в затрубное пространство между обсадной колонной диаметром D и фонтанными трубами dн в интервале 0 < / < < L1, сначала нужно определить эквивалентный диаметр кольцевого пространства

аэк = \ D - ан\ (6.38)

и гидравлический диаметр dг:

dг = D - dн. (6.39)

Далее система уравнений притока газа к затрубному пространству и потерь давления при движении газа по затрубному пространству будет иметь вид:

dl

dQ0i

___1

dl

Q0k+2d^

D-d 0"1 dl

s1QPL1 p0L1 (6.40)

2 2Q02i1 - Рщ

{-Л+[л2+43(^-^)]0,5}/2Д (6.41)

где p0L1 — давление на стенке горизонтального ствола в интервале 0 < / < L1, Q0l — распределение дебита на участке 0L1.

S2 = 8рcтрат2Гпл/л2 (D - dн2)2Tст. (6.42)

Для граничных условий 1= 0; Q04 = 0 и / = L1; p0L1 = рбаш эта система так

же, как в предыдущем случае, решается только численно, для чего можно использовать метод Рунге - Кутта.

Найденное таким образом распределение давления позволит вычислить величину критического градиента давления у башмака фонтанных труб, где давление имеет минимальное значение. Следует подчеркнуть, что величина

528

критического давления для различных конструкций скважины, но одинаковых дебитов будет разной. Это и является основной задачей при проектировании разработки газовых месторождений с неустойчивыми коллекторами, когда конструкция горизонтальной скважины должна обеспечить минимальный градиент давления при запланированном дебите газа.

УДАЛЕНИЕ ИЗ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА ПРИМЕСЕЙ,

ПОСТУПАЮЩИХ К СКВАЖИНЕ В УСЛОВИЯХ РАЗРУШЕНИЯ

ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ

Возможность накопления продукции разрушения в горизонтальном стволе существенно отличается от подобной возможности в вертикальных скважинах. В вертикальных скважинах требуется, чтобы скорость выталкивающей частицы была выше скорости падения. Для вертикальных скважин векторы скорости подъема и падения частиц направлены только вверх и вниз. В горизонтальном стволе векторы скорости потока направлены вниз и по горизонтам. Кроме того, профиль горизонтального ствола имеет зигзагообразный вид, и поэтому по длине ствола имеются участки, где существует наибольшая опасность накопления примесей. Такая возможность усиливается еще и тем, что когда скважина оборудована фонтанными трубами, во избежание накопления твердых примесей в нижней части ствола эти трубы должны быть оборудованы центраторами. Такие центраторы только снижают опасность накопления частиц в нижней части ствола, но не исключает его полностью. Опасными с точки зрения накопления твердых примесей по стволу являются места установки центраторов.

Исходя из вышеизложенного, при проектировании разработки месторождений с использованием горизонтальных скважин необходимо обосновать профиль горизонтальной части ствола. С позиции возможного разрушения приза-бойной зоны и образования песчаных пробок наиболее целесообразным профилем горизонтального ствола является профиль, показанный на рис. 6.9, a и a. Если дебит скважины из зоны отсутствия фонтанных труб не обеспечивает вынос примесей, то необходимо длину фонтанных труб L1 увеличить практически до длины горизонтальной части ствола L, приняв ее всего на несколько метров меньше. Такой профиль следует использовать и в том случае, когда существует опасность обводнения скважины подошвенной водой, исходя из того, что при оборудовании скважины фонтанными трубами минимальное забойное давление возникает у башмака фонтанных труб.

В случае отсутствия опасности обводнения скважины подошвенной водой целесообразнее использовать профиль, показанный на рис. 6.9, a. Такой профиль более эффективный, так как частицы стекают вниз не только за счет вектора скорости по затрубному пространству, но и частично за счет гравитационных сил.

В случае образования пробки в горизонтальном стволе возможны два случая: пробка образовалась только в зоне, где отсутствуют фонтанные трубы, и пробка образовалась в нижней части участка, оборудованного фонтанными трубами. В первом случае влияние этой пробки на дебит скважины может соответствовать формуле (6.35) при QL-L1 , и тогда дебит скважины будет определяться

как из половины поверхности участка, т.е. Q0L1/2 , хотя при этом возможны

значительные погрешности. В целом такая проблема для газовых горизонтальных скважин еще не изучена.

529

Рис. 6.9. Возможные конструкции горизонтальной скважины в условиях разрушения призабой-ной зоны и образования пробок: a — при наличии подошвенной воды; a — при ее отсутствии

 

6.5. ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО

РЕЖИМА РАБОТЫ СКВАЖИН

ПРИ ВОЗМОЖНОСТИ ИХ ОБВОДНЕНИЯ

ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ

Вертикальные скважины. При проектировании разработки газовых и газо-конденсатных скважин надо исходить из того, что как для скважин залежей массивного типа, так и при контурных частях залежей пластового типа существует возможность обводнения подошвенной водой. Причем для залежей пластового типа опасность обводнения скважин, расположенных в приконтурных частях залежи (см. рис. 6.10, a и a), значительно выше опасности обводнения скважин массивных залежей, так как процесс обводнения приконтурных скважин происходит через горизонтальную проницаемость, которая, как правило, больше вертикальной, т.е. kгор > kвер. Точное решение проблемы обводнения скважин подошвенной водой практически невозможно, так как для этого необходимо учесть нестационарность процесса конусообразования, неоднородности пористой среды по толщине и по площади, параметр анизотропии по каждому пропластку, различие законов фильтрации газа и жидкости (воды или нефти, при наличии нефтяной оторочки), изменение физических свойств газа, жидкости и пористой среды в процессе разработки, фазовые проницаемости и их изменение в процессе разработки, капиллярные и гравитационные силы и т.д. Исходя из невозможности учета перечисленных и других факторов, следует отметить сложность достоверного установления технологического режима работы скважин при возможности их обводнения подошвенной водой и оценить возможность обводнения различными методами. Далее в процессе разработки ме-

Рис. 6.10. Схемы зон расположения вертикальных скважин, когда пластовая вода рассматривается как подошвенная на залежи: a — пластового типа; a —массивного типа

531

сторождения необходимо изучить по промысловым данным ход процесса обводнения отдельных скважин и кустов. На основании этих данных можно установить истинный характер обводнения скважин.

К настоящему времени предложено несколько методов определения так называемого предельного безводного дебита, обеспечиваемого при поддержании в скважине допустимой депрессии на пласт. Однако постановочно такой подход к вопросу эксплуатации скважин без обводнения допускает очень большую неточность. Она связана с тем, что практически все приближенные методы определения безводной эксплуатации газовых скважин допускают стационарность процесса образования конуса подошвенной воды, т.е. предполагается, что при создании депрессии на пласт образуется конус воды под дном скважины с высотой Ah = сonst и если выбранную депрессию сохранить неизменной, то дальнейшее увеличение Ah не происходит. Поэтому все предложенные приближенные методы позволяют оценить дебит скважины только на данный момент времени. Предлагаемые безводные дебиты текущие, и они будут изменяться в процессе разработки в зависимости от подъема ГВК, изменения свойств газа, воды и пористой среды, изменения газонасыщенной толщины пласта, относительного вскрытия, пластового давления и т.д.

Таким образом, для обоснования технологического режима работы скважин в условиях возможного обводнения подошвенной водой имеются два основных направления работ:

1. Приближенная оценка текущего безводного дебита газовых скважин, вскрывших изотропные и анизотропные пласты подошвенной водой.

2. Численное определение безводного или, точнее, просто дебита скважины с учетом продвижения воды, путем использования геолого-математической модели скважины, вскрывшей однородные и неоднородно-многослойные пласты с подошвенной водой.

Ниже изложено обоснование технологического режима работы скважин приближенными методами. Изложение нескольких приближенных методов вызвано тем, что все они имеют положительные и отрицательные черты и в целом носят оценочный характер.

А. Для определения безводного дебита согласно работе Б. Б. Лапук и др. [86] следует пользоваться формулой

Опб = 2яй/г2рврпл'7*/мРат, (6.43)

где Опб — предельный безводный дебит скважины; k — горизонтальная проницаемость пласта; рв — плотность воды в пластовых условиях; рпл — пластовое давление; ц — вязкость газа при рпл и]пл;д — безразмерный предельный безводный дебит, определяемый из рис. 6.11 и зависящий от:

а = R0/h(kг/kв)0,5 и h = hcв/h, (6.44)

R0 — условный радиус, в пределах которого образуется конус воды. Можно принять, что

i?0 = 4/г. (6.45)

Главные недостатки этого метода заключаются в пренебрежении температурной поправкой Гст/Гпл, коэффициентом сверхсжимаемости z, нелинейностью закона фильтрации для газа и т.д.

Б. Для определения безводного дебита по величине допустимой депрессии, полученной И.А. Чарным при условии у < 0,4(/г - hв) и пересчитанной нами для газовой скважины (рис. 6.11), следует пользоваться формулой

532

6.11. Зависимость безразмерного предельного безводного дебита q* от относительного вскрытия

пласта h:

о - комплексный параметр

А^доп = Рпл – Рз = {0,0016(/г - hв)(1 - рв) [50^пл -

- (h - /гв)(1 – рв )Рв]рв}/ч/( Рпл – Рз). (6.46)

При нелинейной фильтрации газа в пористой среде, имеющей вид

Q пб

-А + ^А2+4ВАрдш(Рпл-рз)

/2В,

(6.47)

пользуются формулой (6.46).

В формуле (6.47) A и A — коэффициенты фильтрационного сопротивления, учитывающие степень вскрытия пласта скважиной, т.е.

А = цгратГпл[ln.Кк/.Кc + C1]/nKhTст;

(6.48)

В = рстРат2Гпл[1/-Кc – 1/^к + C2]/2n2lh2Tст,

(6.49)

где N1 и N2 — коэффициенты несовершенства скважины по степени вскрытия.

При допустимой депрессии на пласт, вычисленной по формуле (6.46), были определены предельно безводные дебиты тех же скважин, которые использовались для определения Qпб по формуле (6.43). Результаты расчетов приведены в табл. 6.2. Эта методика, так же как предыдущая, показывает, что макси-533

Т аблиц а 6.2 Результаты расчетов предельных безводных дебитов различными методами

Номер скважины
h, м
hв, м
pпл, МПа
aис
,
h
кг/м3
Ч*
Q*
Предельный безводный дебит, тыс. м3/сут, определенный по формуле

по (6.47)
по (6.43)
по (6.50)

У-93 У-100 1-100 в У-102 У-102 в У-150 БВ-30 Ор-174
« Ор-170
«
«
«
51
79,5 60 71 32 96 24
150 «
350 «
205
205
34 40 40 51
9 85 14 50
«
125 82 125 82
4,65 4,64 4,66 4,67 4,67 4,69 4,80 19,43
« 19,30
«
«
«
0,80 0,32 0,60 0,58 0,33 0,335 0,76 4,40 7,40 2,00
«
«
«
0,00338 0,00036 0,000105 0,000933 0,004400 0,001140 0,000500 0,003900 0,003300 0,002800
«
«
«
0,670 0,504 0,670 0,720 0,280 0,880 0,580 0,330 0,330 0,360 0,230 0,610 0,400
1020
« « « « « « 1180 « « « « «
0,25 0,18 0,25 0,27 0,12 0,38 0,24 0,10 0,10 0,08 0,05 0,17 0,11
0,050 0,185 0,140 0,110 0,130 0,025 0,063 0,170
«
« 0,190 0,120 0,160
180 1097 443 306 359 196 181 1376 1188 3514 5000 1253 2130
480 9553 2190 3743 3393 2082
335 2300 1380 11350 12485 2983 3977
125 510 272 210 104 188 106 450 380 1000 900 740 690

мальный безводный дебит будет иметь место при вскрытии пласта hв=0 (см. рис. 6.11). Такой вывод противоречит закону сопротивления в случае неполного вскрытия пласта. Естественно, что при hв = 0 приток газа в лучшем случае будет донным. При донном вскрытии пласта дебит скважины составляет не более 1 % от дебита, получаемого из вертикальных скважин, вскрывших пласт полностью, т.е. от дебита совершенной скважины. В формуле (6.46) параметр \\i учитывает степень вскрытия пласта и определяется из зависимости \\i = f(h/Rс и h = hв/h), показанной на рис. 6.12. Недостатки этого метода идентичны недостаткам формулы (6.43).

В. Недостатки методов, описанных в пунктах А и Б, были частично учтены в работе [93]. По этой методике также остались: стационарность процесса, отсутствие двухфазной переходной зоны, замена трехмерной фильтрации двухмерной, неучет сопротивления между ГВК и дном скважины и т.д. Но в отличие от предыдущих методов учтены нелинейность фильтрации и влияние несовершенства по степени вскрытия на линейный и квадратичный члены уравнения притока.

Согласно этой методике предельный безводный дебит определяется по формуле

Q

п б

a Q Rc 2b

(6.50)

где

а* = аис1г/ln Rк/Rc;

сh2/

(6.51)

— безразмерный безводный дебит скважины, определяемый по формуле

Q' = А lnГ-1 + ^1 + k0x/h(lnR/h)2

(6.52)

h — относительное вскрытие пласта, 534

 

Рис. 6.12. Зависимость у от относительного вскрытия пласта h :

h/Rc = 50; 100; 250 и 1000

(соответственно кривые

1-4)

h = hв/h;

(6.53)

R — относительный радиус контура питания, определяемый как R = Rк/Rс; k0 — параметр, определяемый по формуле

k0 =4b*Ap2доп/a2Rc;

(6.54)

Дрдоп — допустимая депрессия на пласт при наличии подошвенной воды, определяемая согласно работе [93] как

АРдоп= [Pпл – Рз.доп] [Рпл + Рз.доп] = 0,1 [(h - /гв)(рв – Ргр)^/1!, (6.55)

где рв, Ргр – плотности пластовой воды и газа в рабочих условиях; g — ускорение свободного падения; г\ — высота столба жидкости, обеспечивающая давление 0,1 МПа. При больших пластовых давлениях формула (6.55) может быть заменена на

где

Дрдоп = 2рпл gh(1- h) )(р в – Ргр)/| = Dx,

D = 2рпл gh(pв - Ргр)/г| и х = 1 - h ;

(6.56)

(6.57)

aис и bис — коэффициенты фильтрационного сопротивления, определенные по результатам исследования скважины, вскрывшей пласт толщиной h на величину hв. Если имеющиеся скважины вскрывали пласт с иными hвс, то при опреде-

535

лении значений аис и Ьис следует внести поправки через коэффициенты несовершенства С1 и С2.

При небольших пластовых давлениях величиной агр можно пренебречь. Кроме того, можно пренебречь и величиной 1/Rк в формуле (6.51).

По формуле (6.50) были вычислены безводные дебиты тех же скважин, которые были использованы при определении Оп б по формулам (6.43) и (6.47). Результаты расчетов приведены в табл. 6.2.

Из сравнения предельно безводных текущих дебитов скважин различными методами следует, что:

методика расчета по формуле (6.43) практически не ставит ограничений на производительность скважин;

методика (6.47) при использовании ее через нелинейный приток газа к скважине дает более объективную оценку дебита скважины, но, судя по величинам безводных дебитов Оренбургских скважин Ор = 174 и Ор = 170, завышаются примерно в три раза;

методика (6.50) занижает предельно безводные дебиты скважины и, тем не менее, более близка к истине, чем другие методы, так как хорошо согласуется с реальными дебитами Оренбургских скважин.

Кроме того, метод, предложенный в работе [93], более объективно описывает процесс изменения предельного безводного дебита в зависимости от степени вскрытия пласта и величины допустимой депрессии на пласт.

Согласно этой методике, чем меньше степень вскрытия и чем больше при этом величина допустимой депрессии на пласт, тем меньше предельно безводный дебит скважины (см. рис. 6.13, кривую 4). Это означает, что несовершенство скважины в этой области является определяющим, а величина депрессии на пласт второстепенной. С увеличением степени вскрытия пласта Qп б резко

растет до некоторой величины. Затем, по мере увеличения степени вскрытия h предельно безводный дебит начинает интенсивно падать. Это означает, что за пределами 0,5 < /г < 1 влияние допустимой депрессии на пласт становится определяющим. Депрессия связана со степенью вскрытия через равенство (6.55). Поэтому увеличение hв приближает значение Ардоп к нулю; в то же время за счет этого увеличения коэффициент несовершенства по степени вскрытия пласта практически не влияет на производительность скважины. Сравнение зависимостей на рис. 6.11 и 6.13 указывает на логичность методики, предложенной в [93].

В большинстве случаев вертикальные и горизонтальные проницаемости пород различаются, причем, как правило, kв < kг. Низкая вертикальная проницаемость, с одной стороны, снижает опасность обводнения скважин подошвенной водой, но с другой - ухудшает подток газа из невскрытой части пласта. Поэтому параметр анизотропии снижает предельный безводный дебит скважины. Одним из наиболее приемлемых методов определения предельно безводных дебитов скважин, вскрывших анизотропные пласты, является метод, предложенный в работе [86]. Согласно этому методу Qп б определяется по формуле

<2пб = a*hRcQ* lnR/2b*, (6.58)

где

Q* =-1 + [1 +k0x / hlnRln(R?-x)/h]0,5, (6.59)

536

Рис. 6.13. Зависимость предельно безводного дебита вертикальной скважины от относительного

вскрытия пласта при различных параметрах анизотропии:

1, 5 ~ I = 1; 2 — I = 0,5; 3 — I = 0,1; 4 — I = 0,01

«0 = 40 1лг I /а Кc (6.60)

I = (kв/kг)0,5 — параметр анизотропии. Остальные обозначения приведены после формул (6.50)-=-(6.57). По этим формулам следует оценить предельные безводные дебиты проектных скважин не только с позиции возможности обводнения проектных скважин, но и с точки зрения того, насколько параметр анизотропии снижает производительность скважин за счет ухудшения подтока газа из невскрытой части пласта.

На рис. 6.13 показаны зависимости предельно безводного дебита скважины для различных значений параметра анизотропии. Проверка достоверности предложенной для анизотропного пласта формулы для определения Qп б была произведена при 1= 1 (см. кривую 1).

 

УЧЕТ ИЗМЕНЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ, ФЛЮИДОВ

И ПОЛОЖЕНИЯ ГВК ПРИ ПРОГНОЗИРОВАНИИ ПРЕДЕЛЬНО

БЕЗВОДНЫХ ДЕБИТОВ ПРОЕКТНЫХ СКВАЖИН

Предложенные выше методы оценки предельно безводных дебитов пригодны только для текущего момента времени. Однако в процессе разработки изменяются свойства газа, воды, пористой среды, толщина газоносного пласта, положение ГВК, пластовое давление и т.д. Эти изменения должны быть учтены при прогнозировании показателей разработки. Параметры, которые входят в расчетные формулы для определения предельно безводных дебитов, зависят от давления, а давление — от отбора газа из залежи в процессе разработки. Эти параметры определяют по следующим формулам:

а (ъ) = \x(p)z(p)pатlпл/nklстn(t); (6.61)

о (t) = PстPатzIпл/2ti llстti (t); (6.62)

U (t) = 0,2[pв - Pгр(p)]?>пл(?)«(?); (6.63)

k*0 = 4b*(t)D*(t)/a*2(t)Rc. (6.64)

Если в процессе разработки по мере подъема ГВК, т.е. по мере изменения h(t), изменяется и вскрытая толщина пласта (это зависит от проектировщика,

если он хочет сохранить наиболее оптимальную величину Аои, то необходимо

синхронно с уменьшением h(t) уменьшить и hв(t)).

С учетом формул (6.61)-(6.64) предельные безводные дебиты скважин, вскрывших изотропные и анизотропные пласты, будут определяться соответственно из равенств

<2пб = а*{^)^{^)^с01Л^n RI2ff(f) (6.65)

^~пб ( ) ( ) c^~оп( ) / (');

(6.66)

безразмерный безводный дебит скважины, вскрывшей изотропный пласт, определяется по формуле

Т аблиц а 6.3

Годы





Номер
УКПГ





1
2
3
4

hтек
a
6-10 3
hтек
a
6-10 3
hтек
a
6-10 3
hтек
a
6-10 3

1986
-
-
-
50,1
0,275
0,403
-
-
-
-
-
-

1988
44,5
0,318
0,515
50
0,267
0,403
-
-
-
-
-
-

1990
44
0,313
0,5126
49,8
0,263
0,407
50
0,258
0,369
-
-
-

1992
42,5
0,319
0,566
48,7
0,265
0,424
49,6
0,255
0,375
-
-
-

1994
40,2
0,332
0,632
47,3
0,269
0,449
48,1
0,258
0,398
29,5
0,262
0,776

1996
37,3
0,353
0,732
45,7
0,276
0,483
46
0,267
0,435
28,9
0,264
0,814

1998
34,0
0,383
0,877
43,8
0,286
0,525
43,5
0,280
0,487
27,7
0,272
0,881

2000
30,7
0,423
1,083
41,8
0,298
0,577
40,7
0,297
0,557
26,3
0,284
0,979

2002
27,2
0,476
1,382
39,8
0,311
0,635
37,7
0,319
0,649
24,7
0,300
1,112

2004
23,5
0,549
1,854
37,7
0,328
0,710
34,6
0,347
0,770
22,9
0,321
1,290

2006
19,9
0,647
2,584
35,5
0,347
0,799
31,4
0,381
0,936
21,0
0,349
1,533

2008
16,7
0,768
3,657
33,3
0,369
0,906
28,2
0,424
1,161
19,0
0,383
1,867

2010
14,2
0,903
5,051
31,2
0,394
1,032
25,1
0,477
1,468
17,1
0,426
2,328

2012
13,2
0,973
5,867
29,2
0,421
1,181
22,1
0,542
1,894
14,9
0,486
3,140

2014
13,1
-
-
27,2
0,452
1,357
19,2
0,622
2,492
12,9
0,562
4,176

2016
13,0
-
-
25,4
0,486
1,564
16,7
0,716
3.290
11,7
0,618
4,952

и

538

Q:(f) = A(f)lnJ^\-\ + J\ + x;(f)/A(MlnR/MA]

h(f)

(6.67)

безразмерный безводный дебит скважины, вскрывшей анизотропный пласт с подошвенной водой, определяется как

q;h(/) = -i+ {i+K(i)^i)/h(i) ln r ln[R-* - 4wmf

(6.68)

Значения параметров газа \x(p) и z(p) определяют по методам, изложенным в [85]. Текущее пластовое давление в процессе разработки pпл(t) можно определить либо из уравнения материального баланса, либо с помощью геолого-математической модели залежи или ее фрагмента в зоне расположения проектной скважины. Изменение газонасыщенной толщины пласта h(t) в процессе разработки также можно определить двумя способами:

путем использования приближенных методов продвижения подошвенной или контурной воды в газовую залежь и регулярным контролем промысловыми исследованиями газовых и пьезометрических скважин;

созданием геолого-математической модели скважины, куста или участка дренируемого скважинами УКПГ с учетом срока ввода новых скважин, кустов и соседних УКПГ. Контролем качества достоверности изменения h(t) должно служить воссоздание истории разработки залежи или ее фрагмента. Такой способ прогнозирования изменения h(t) при соответствующих исходных данных, использованных при моделировании, обладает очень высокой достоверностью.

Таким образом, при выполнении в проекте расчетов величин \\.(р), z(p), Pпл(t), h(t), а также стгр(р) и ав(?) прогнозируется характер изменения Оп б(?) с приемлемой для проекта точностью. Слова «с приемлемой точностью» в данном случае означают, что имеется целый ряд исходных данных, практически не определяемых лабораторными и промысловыми исследованиями. К таким параметрам относятся, прежде всего, вертикальные проницаемости каждого про-пластка, фазовые проницаемости в вертикальном направлении по пропласткам, газоводонасыщенности этих пропластков, степень истощения каждого пропла-стка и перепада давления между ними и т.д.

Номер УКПГ

5
6
7

hтек
a
6-10 3
hтек
a
6-10 3
hтек
a
6-10 3

49,7
0,245
0,376
40,1
0,330
0,405
29,7
-
-

49,6
0,239
0,378
39,1
0,332
0,421
28,8
-
-

48,4
0,240
0,396
37,7
0,342
0,457
27,7
0,384
0,413

46,7
0,245
0,426
35,7
0,358
0,509
26,3
0,393
0,439

44,4
0,255
0,470
33,4
0,381
0,580
24,8
0,406
0,477

41,9
0,268
0,529
31,0
0,410
0,667
23,3
0,425
0,527

39,1
0,285
0,606
28,3
0,447
0,807
21,7
0,448
0,591

36,3
0,306
0,706
25,7
0,493
0,985
20,0
0,477
0,672

33,5
0,331
0,829
23,0
0,550
1,225
12,3
0,512
0,776

30,5
0,362
0,997
20,3
0,625
1,578
16,6
0,554
0,910

27,6
0,400
1,217
17,7
0,718
2,080
15,0
0,604
1,084

24,8
0,445
1,508
15,4
0,826
2,739
13,8
0,666
1,319

22,1
0,499
1,896
13,9
0,913
3,344
13,0
0,737
1,611

19,6
0,564
2,146
13,4
0,950
3,612
12,5
0,803
1,911

17,4
0,636
3,068
13,0
0,994
3,907
12,1
0,854
2,159

539

Рис. 6.14. Изменение подъема контакта газ — вода по

УКПГ-2:

1 – в процессе разработки;

2 – теоретическая кривая

Ниже в качестве примера приведены результаты прогнозных расчетов по определению предельно безводных дебитов скважин одной из УКПГ газового месторождения Севера Тюменской области. Предварительные расчеты по изменению коэффициентов фильтрационного сопротивления a и b в процессе разработки приведены в табл. 6.3. Расчеты выполнены по формуле для изотропного пласта с использованием контрольных измерений h(t), а затем воспроизведением истории разработки месторождения с помощью геолого-математической модели участка каждого УКПГ с учетом их взаимодействия. Результаты этих расчетов по УКПГ-1,2 и 3 с 1988 по 2004 гг. приведены в табл. 6.4, а подъем ГВК в зоне, дренируемой УКПГ-2, показан на рис. 6.14.

На рис. 6.15 показано изменение предельно безводного дебита скважин при подвижном (сплошные линии) и неподвижном (пунктир) контактах газ – вода. Если в проекте разработки безводные дебиты определены без применения геолого-математических моделей, то такие прогнозные расчеты для средней проектной скважины необходимы, так как эти зависимости показывают минимально возможные дебиты скважин. Весьма показательной является зависимость предельного безводного дебита от изменения пластового давления с подвижным и неподвижным контактами газ – вода. При построении линии 2, показанной на рис. 6.16, текущее вскрытие пласта скважиной hвс в процессе раз-

Т аблиц а 6.4

Номер УКПГ
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004

1 2 3
1,0/44,5 0,2/50,3 0,7/30
2,0/44,0 0,7/50 3/28,8
5,4/42,5 3,9/48,7 6,1/27,6
10/40,2 8,2/47,3 9,6/26,3
16/37,4 13,3/45,7 13,4/24,8
23/34,2 19,1/43,8 17,4/23,3
30/31 25,3/41,8 21,6/21,7
37/27 31/40 26/20
45/24 38/38 30/18,4

540

Рис. 6.15. Зависимость предельного безводного дебита вертикальной скважины от относительного вскрытия пласта при подвижном (сплошные линии) и неподвижном (пунктирные линии) контактах газ – вода: 1–5 соответственно при pпл = pн = 30,2; 25,7; 21,9; 18,1 и 14, 4 МПа

Рис. 6.16. Зависимость предельного безводного дебита скважины от пластового давления при различном контакте газ – вода: 1 — при неподвижном; 2 — при подвижном

Рис. 6.17. Зависимость предельного безводного дебита скважины от пластового давления для различных значений параметра анизотропии:

У — I = 1, ho = 50 м; 2 — I = 0,5 и hit); 3 — I =

 

 

работки сохранено без изменений, т.е. hвс = сonst. Поэтому по мере приближения контакта газ - вода к нижней границе интервала перфорации предельно безводный дебит интенсивно снижается, что является результатом снижения с такой же интенсивностью допустимой депрессии на пласт Ардоп = 0,1[рв -- Pгр(p)][h(t) - hв]g/r\. В случае, когда контакт газ - вода неподвижен, происходит снижение дебита только из-за снижения пластового давления. Аналогичные кривые для анизотропного пласта приведены на рис. 6.17.

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПОВЫШЕНИЮ ПРЕДЕЛЬНОГО БЕЗВОДНОГО ДЕБИТА СКВАЖИН

Сохранение предельно безводных дебитов скважин на уровне начального их значения, а при возможности их увеличение является одной из основных задач проектировщика. Исходя из показанных на рис. 6.13 зависимостей, нетрудно установить, что для любой скважины, независимо от параметров вскрываемого пласта, существует возможность выбрать такое вскрытие, при котором С2п б будет максимальной. Степень вскрытия пласта скважиной, при которой Qп б

будет максимальной, следует считать оптимальной \hou). На рис. 6.13 указаны значения относительного оптимального вскрытия кривых 1~5, при которых

Оп б = Оп б мах.

Таким образом, одним из способов получения максимального безводного дебита проектных скважин является отыскание величины оптимального вскрытия пласта.

Другим способом увеличения предельно безводного дебита скважин является создание искусственного непроницаемого экрана между контактом газ -вода и дном скважины, точнее, нижней границей интервала перфорации.

1. Определение /гоп для получения Оп б мах. Для определения /гоп рассмотрим два метода определения /гоп, предложенные в работе [86]: графический и аналитический. Согласно графическому методу по известным коэффициентам фильтрационного сопротивления а и о , толщине газоносного пласта, пластовому давлению, плотностям воды и газа в пластовых условиях, задаваясь произвольными значениями hв в диапазоне 0 < hв < h, следует строить зависимости Оп б от h . По полученным зависимостям, проведя касательную, параллельную оси абсцисс (ось h ) определяют точку, соответствующую h , как это показано на рис. 6.13.

Согласно аналитическому методу, уравнения (6.50) или (6.58) следует продифференцировать по h, затем полученное уравнение приравнять нулю и из этого равенства искать толщину h, которая будет соответствовать hоп. Однако, как показали исследования, проведенные З.С. Алиевым [93], такие математические выкладки с уравнениями (6.50) и (6.58) не позволяют определить величину hоп аналитически. Поэтому предлагается приближенный метод определения hоп аналитическим путем с точностью до 7 %. Эта формула имеет вид:

-[[0,6h+ a^/ bp^g^ - prp(p)]]2 - 0,36h]°,5 j. (6.69)

542

2. Определение величины оптимального вскрытия пласта на стадии проектирования разработки залежи. При проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений величина вскрытия газоносного пласта выбирается, как правило, интуитивно. Такой подход, если и оправдан в большинстве случаев, то недопустим при возможности обводнения скважин подошвенной водой.

При наличии подошвенной воды и опасности обводнения скважин ею следует заблаговременно определить и рекомендовать оптимальную величину вскрытия на стадии проектирования. При этом надо исходить из того, что любое месторождение имеет определенную геометрическую форму и может быть отнесено к залежам массивного или пластового типов, показанным на рис. 6.10.

Характер изменения относительного оптимального вскрытия пласта в процессе разработки показан на рис. 6.18.

При угле наклона залегания кругового изотропного пласта массивного типа или приконтурной части залежи пластового типа р толщину газонасыщенного пласта от контура до купола определяют по формуле

h(R) = (Rкг - R)tg p, (6.70)

где Rкг — радиус внешнего контура газоносности, R — переменный радиус.

При R = Rкг толщина газоносной части пласта h(Rкг) = 0. Если месторождение имеет форму эллипсоида с разными углами наклона вдоль продольной и поперечной осей, то изменение h(R) следует определить по направлениям, где предусмотрено размещение проектных скважин.

Оптимальная величина вскрытия пласта проектными скважинами должна быть приближенно определена по формуле

hоп=0,55 \ 0,6(йкг - R)tg p +

*2

a т|

b pшЙ(Рв -Pip)

0,6(i?Kr-R )tgp +

*2

a т|

b p„лЙ(Рв "Pro)

о,зб[(йкг-йПёр]2

(6.71)

или графоаналитическими методами, изложенными выше. При этом в зависимости от места размещения проектной скважины, величина h должна быть заменена на h(R), определенную из равенства (6.70).

Изменение оптимальной величины вскрытия пласта в процессе разработ-

Рис. 6.18. Изменение первоначального вскрытия пласта в процессе разработки:

1 — при йоп/ h(t); 2 — I = 0,5

 

543

и

ки скважины. В предыдущем пункте речь шла об определении текущей оптимальной величины вскрытия пласта. В процессе разработки по мере подъема ГВК уменьшается газонасыщенная толщина пласта h, и поэтому при постоянной величине hв разность между ?h(t) = h(t) – hв непрерывно уменьшается. Эта разность предопределяет величину допустимой депрессии на пласт. Если синхронно с уменьшением во времени h(t) уменьшить hв(t), то можно добиться постоянства ?h, следовательно, снизить темп падения величины допустимой депрессии на пласт. Как видно из формулы (6.55), темп снижения депрессии на пласт зависит не только от постоянства ?h, но и от падения пластового давления. Поэтому сохраняя ?h в процессе разработки, как можно дольше сохраняют замедленный темп падения ?pдоп, а, следовательно, и дебиты скважин. На рис. 6.19 показан характер первоначально установленной величины hоп при подъеме контакта газ – вода в процессе разработки фрагмента газового месторождения. Кривая 1 получена для случая, когда h(t), т.е. газонасыщенная толщина, в процессе разработки уменьшается в результате подъема ГВК, но вскрытая толщина пласта скважиной hвс остается постоянной. Поэтому определенная в начале разработки h%C… приближается к единице, т.е.

h%C… = hвс/h(t), и когда

h"“ = h(t), h%C2 = 1. (6.72)

Кривая 2 получена для случая, когда одновременно с уменьшением h(t) уменьшается hвс(t). Тогда первоначальное отношение h%C… сохраняется постоянным, т.е.

h%C2 = hвс/h(t) = const. (6.73)

В проекте при неизбежности подъема ГВК в процессе разработки необходимо рекомендовать режим работы проектных скважин с постоянным h%C… =

= сonst, что позволит практически до конца разработки избежать обводнения скважин подошвенной водой.

В качестве примера на рис. 6.20 показан вариант технологического режи-

Рис. 6.19. Изменение предельно безводного дебита скважин различных УКПГ в процессе разработки и его регулирование

путем изменения hвс(t): 1, 2 – изменение предельно безводного дебита; 3 – изменение толщины вскрытия пласта синхронно подъему ГВК

544

Рис. 6.20. Схема скважины с неограниченной перегородкой между интервалом перфорации

и контактом газ – вода:

I – зона с перегородкой; II –

зона за пределами перегородки

ма работы скважины одного из месторождений Севера Тюменской области. Синхронный подъем hвс(t) осуществляется путем установки цементных (или других) стаканов. Увеличение предельного безводного дебита газовых скважин достигается за счет создания искусственных непроницаемых перегородок между нижней границей перфорации и контактом газ – вода, что затрудняет попадание подошвенной воды к скважине из зоны с наибольшей высотой конуса воды. Схематично такая перегородка (экран) показана на рис. 6.20. Основным параметром экрана является не толщина, а его радиус Rп. Для искусственно созданной перегородки с радиусом, равным Rп, предельно безводный дебит скважины, вскрывшей пласт с подошвенной водой, следует определить по формуле (за пределами перегородки):

Qne = a'Q:Ru/ b,

(6.74)

где Rп — радиус искусственно созданной непроницаемой перегородки; Q* —

безразмерный безводный дебит скважины с перегородкой радиуса Rп, определяемый по формуле

q:

ln4

А + \\ + Kиx/ h{lnR/ h )

Ru = Rк/Rп и Коп = 4b*D/a*2Rп.

(6.75)

(6.76)

В пределах перегородки (см. рис. 6.20) приток газа будет определяеться формулой

pR-p = aQnln«n/«c + bQn

i i

(6.77)

Совместным решением уравнений (6.74) и (6.77) притока газа к скважине с искусственной перегородкой получен предельный безводный дебит скважины:

545

/L-/Z = ^Qn

/г А

*Ql

1 1 R - 1

/? R - х A

(6.78)

Qne

-^+[^+4M//on]°

/ib,

(6.79)

где

A A

(6.80)

/K;

(6.81)

На примере расчета предельно безводного дебита скважины с искусственной перегородкой показана зависимость Qпб от радиуса перегородки Rп (рис. 6.21). Видно, что в интервале Rс< Rп< 10 м предельно безводный дебит интенсивно растет (примерно в 6 раз), а дальнейшее увеличение Rп приводит к менее интенсивному росту Qпб. Это отчасти связано с тем, что при больших радиусах перегородки зона / (см. рис. 6.20) пропускает через себя Qпб с большими потерями давления. Поэтому целесообразнее создавать перегородки радиусом не более 10 м.

Объем экранирующей жидкости (цементный раствор, высоковязкая жидкость - нефть или гель, смолы и т.д.) для создания перегородки определяют исходя из баланса

Vж = nhп(maг J?u - J?c ),

(6.82)

где hп - толщина перегородки; т — пористость; аг — газонасыщенность зоны закачки жидкости; Rп, Rс — радиусы перегородки и скважины. Приемистость жидкости, закачиваемой для создания непроницаемой перегородки, можно определить по формуле

Ож = 2nKhп[1-exp (арз - рпл)]/а|аж ln J?u,

(6.83)

где а — коэффициент, характеризующий зависимость проницаемости от давления; цж — вязкость закачиваемой жидкости.

Естественно, что при закачке жидкости нельзя гарантировать образование идеальной формы круга радиусом Rп. Такое может быть только в идеально однородном пласте с одинаковыми формами и размерами каналов. Поэтому в проекте следует заложить коэффициент удачности таких операций в скважин, в которых проводится операция по созданию перегородки (экрана).

Горизонтальные скважины. При вскрытии нефтегазоносных пластов вертикальными скважинами между степенью вскрытия и создаваемой на пласт депрессией, величина которой непосредственно связана с вскрытием и дебитом скважины, имеется жесткая связь. В вертикальных скважинах с увеличением степени вскрытия уменьшаются величина допустимой депрессии на пласт и значения коэффициентов несовершенства по степени вскрытия пласта. Но существенное уменьшение допустимой депрессии на пласт приводит к снижению

546

и

Рис. 6.21. Зависимость предельного безводного дебита скважины от ра-радиуса перегородки

Рис. 6.22. Схема расположения горизонтального ствола и образования конуса подошвенной воды: L – длина горизонтального ствола

безводного дебита. Уменьшение степени вскрытия пласта приводит к увеличению депрессии на пласт и еще более интенсивному увеличению коэффициентов несовершенства, и поэтому происходит уменьшение безводного дебита.

В горизонтальных скважинах, вскрывших пласты с подошвенной водой, дебит скважины зависит в большей степени от длины горизонтального ствола и в меньшей — от величины допустимой депрессии на пласт. Поэтому безводные дебиты горизонтальных скважин даже при весьма незначительных депрессиях на пласт могут быть большими.

Одной из основных особенностей горизонтальной скважины является распределение забойного давления по горизонтальному стволу. Если в горизонтальную часть скважины не спущены фонтанные трубы (рис. 6.22), то минимальное забойное давление будет у начала горизонтального ствола и, следовательно, допустимая депрессия на пласт должна быть определена, исходя из величины забойного давления в начале горизонтального участка.

547

Если горизонтальная часть ствола оборудована фонтанными трубами, то величина допустимой депрессии на пласт должна быть определена исходя из величины забойного давления у башмака фонтанных труб.

Для определения безводного дебита горизонтальной скважины, полностью вскрывшей полосообразный пласт с подошвенной водой (см. рис. 6.22), допустим, что потери давления в горизонтальном стволе незначительны и ими можно пренебречь. Тогда предельный безводный дебит горизонтальной скважины, расположенной на произвольном расстоянии от кровли анизотропного пласта, будет определяться (см. рис. 6.22) по формуле:

Об = 2

И + 44(А-У)]°,%

тА-

(6.84)

Если горизонтальный ствол расположен на произвольном расстоянии от кровли, то

ff

?*,\ * Я+0,) Ъ+?b.

т fln^c+?^- ?/l* ) + K~?A-

Если горизонтальный ствол расположен у кровли пласта, то

zy?„

rZ1,?

Z ?(С^-2У?С)

ff

?(0-2j^) + J^ln

Я

? \?(Ji-2Rc)

J?c+?(A~2j?c)

lnЯ+?(А-тЯс) ?(А-т/гс)

Я

| я-?(4-чЯ) Я+?(А-тЯс)

| Я-?(Л-тЯс) Я+?(А-тЯс)

Яс+?(Л-тЯс) и = yLZpатlпл/klст; О = рcтрат27пл//-'ст.

Значение (/?л - /%A в формуле (6.84), определяется из выражения

(6.85) (6.86)

(6.87)

(6.88)

(6.89) (6.90)

(6.91)

где рзд — допустимое забойное давление при наличии подошвенной воды у начала горизонтального ствола, когда скважина не оборудована фонтанными трубами, или у башмака труб, если горизонтальный ствол оборудован фонтанными трубами.

Величина Ар согласно схеме, показанной на рис. 6.22, будет определяться формулой

ЙР = (Рв – Pгр)g^2,

(6.92)

где рв — плотность пластовой воды; ргр — плотность газа в пластовых условиях; g — ускорение свободного падения; /г2 — толщина пласта от контакта газ - вода до горизонтального ствола.

По формуле (6.81) с учетом (6.92) были определены безводные дебиты

mi

и

 

 

548

Рис. 6.23. Зависимость безводного дебита горизонтальной скважины от расстояния между ство-стволом и ГВК: 1 – L = 300 м; 2 – L = 500 м

Рис. 6.24. Величины предельно безводного дебита горизонтальной скважины, полученные приближенным (сплошные линии) и точным (пунктирные линии) методами на различных стадиях разработки залежи на разных расстояниях между стволом и ГВК

при исходных данных: Rк = 500 м; Rс = 0,1 м; L = 300 и 500 м; рпл = 14,6 МПа; h = 10 м; а* = 6,296; Ь* = 0,0239; 1= 1 для различных /г2. Результаты расчетов показаны на рис. 6.23. Достоверность изложенного приближенного метода была проверена путем численного точного решения задачи о фильтрации газа к горизонтальной скважине, вскрывшей полосообразный пласт (см. рис. 6.22). Результаты численного и аналитического решения, полученные для одинаковых условий, приведены на рис. 6.24. Сравнение этих результатов показывает, что безводные дебиты, рассчитанные аналитическим методом, превышают безводные дебиты, рассчитанные численным методом, максимум на 5 %, и поэтому формула (6.84) рекомендуется для определения текущего безводного дебита горизонтальных скважин.

6.6. ТЕМПЕРАТУРНЫЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

Природные газы, представляющие собой смесь различных компонентов при наличии влаги и определенных давлениях и температурах, образуют гидраты. Из компонентов природного газа самостоятельно образуют гидраты метан, этан, пропан, изобутан, азот, диоксид углерода, сероводород и меркаптаны. При движении газа происходит изменение давления и температуры, что приводит к образованию гидратов на участке, где величины p и O соответствуют условию

549

Рис. 6.25. Номограмма для определения температуры гидратообразования сероводородсодержа-щих газов (a) и поправка на содержание в газе пропана (a)

гидратообразования. Это не означает, что для образования гидратов обязательно движение газа и изменение термодинамических условий. В мире существуют газогидратные залежи, освоение которых имеющимися методами в настоящее время нерентабельно.

Свойство газа образовывать гидраты должно быть учтено при обосновании технологического режима работы проектных скважин. При этом необходимо исходить из изменений давлений и температуры в системе «контур питания скважины — начало газопровода», прогнозируемых в проекте разработки за весь период эксплуатации месторождения, а также из результатов экспериментов по определению условий гидратообразования. Эти условия для газов различных месторождений могут быть определены при известной относительной плотности или известном составе газа по отдельным компонентам из графических зависимостей (рис. 6.25). Для газов, содержащих сероводород, условия гидратообразования могут быть определены из графической зависимости, показанной на рис. 6.25, a. Анализ результатов исследований, посвященных изуче-550

нию влияния различных факторов на образование гидратов, показывает, что одним из компонентов, заметно влияющих на эти условия, является наличие в газе пропана. Учет влияния наличия пропана в составе газа на условие гидра-тообразования осуществляется согласно графику, показанному на рис. 6.26, a.

Обобщение экспериментальных данных для газов различных месторождений позволило предложить эмпирическую формулу для определения равновесной температуры гидратообразования:

Oр = a lg p + b, (6.93)

где a и b коэффициенты, определяемые экспериментально для каждого месторождения. (Значения этих коэффициентов для наиболее крупных и типовых месторождений приведены в табл. 6.4).

В принципе нетрудно установить наиболее уязвимые с точки зрения образования гидратов места. К ним относятся призабойная зона пласта и ствол скважины. Повышенное внимание при проектировании следует обратить на возможность образования гидратов при небольших дебитах скважин, сравнительно низких пластовых температурах газа и высоких давлениях, а также на наличие в окружающей ствол скважины среде зоны многолетней мерзлоты.

На имеющихся в СНГ месторождениях температура газа в пласте колеблется в пределах 120 < O < 142 °С, а давление доходит до 80 МПа. Естественно, что при сравнительно низкой температуре газа в пласте, как, например, на Среднеботуобинском месторождении (O пл = 12 °С), и высоком давлении опас-

551

ность образования возникает непосредственно в пласте, так как создание депрессии на пласт вызывает дополнительное снижение температуры газа в при-забойной зоне. Поэтому на таких месторождениях температурный технологический режим работы скважин является определяющим.

При проектировании разработки месторождений с высокой температурой газа в пласте как, например, месторождений Астраханское, Карачаганакское и Шатлыкское, где температура газа в пласте Tпл S 80 °С, возможность образования гидратов в системе «пласт - скважина» исключена. Следовательно, расчеты по безгидратному режиму работы пласта и скважины для таких условий не следует проводить.

Как правило, расчеты по температурному режиму проводятся не для того, чтобы, обнаружив возможность образования гидратов, ограничить производительность проектных скважин, а для того, чтобы определить возможное место образования гидратов и дать рекомендации по предотвращению гидратообразо-вания. К таким рекомендациям относятся как изменение режима работы скважин (дебиты, давления, конструкции), так и использование различных ингибиторов — поглотителей влаги в газе. Выбор ингибитора зависит от состава газа и термодинамических условий, а также экономических показателей применяемых ингибиторов.

Оценка возможности образования гидратов в призабойной зоне пласта. Для определения возможности образования гидратов в призабойной зоне пласта необходимо использовать уравнения движения газа в пласте, распределения температуры при снижении давления и уравнение равновесного гидратообразо-вания.

Прежде всего, надо исходить из того, что при работе скважины наибольший перепад давления в пласте имеет место у стенки скважины. Следовательно, самая низкая температура газа в зоне, дренируемой скважиной, будет у стенки, которая станет самой опасной зоной с точки зрения образования гидратов.

С учетом изложенного приведем основные уравнения по распределению давления и температуры в пласте:

p(R) где

/4-^Qln§-4Qln^-^

(6.94)

а,1 = yLzpатTпл/iikhTст; b1 = pстpатzTпл/2Ti2lh2Tст; (6.95)

Q — проектный дебит скважины, задаваемый исходя из фильтрационных свойств пласта; R — переменный радиус, изменяющийся в пределах Rс < R < < Rк. В случае, когда R = Rс, из формулы (6.94) можно определить забойное давление в скважине со скин-эффектом, равным нулю, и параметром анизотропии, равным единице.

Распределение температуры газа в пласте с приемлемой точностью определяется по формуле

T(R) = Гпл – Д[Рпл – p(i?)]ln[1 + ССрт/7г/гСп-К2]/ln(йк/й), (6.96)

где Д — коэффициент Джоуля - Томсона для пластовых условий; p(R) — давление, определяемое по формуле (6.94); G — дебит скважины в кг/ч; Ср — изобарная теплоемкость газа в пластовых условиях. Для используемого при расчете распределения давления дебит Q в тыс. м3/сут можно перевести в G по формуле

552

G = 54 p Q, (6.97)

p — относительная плотность газа. Так как в пласте давление и температура в

зоне, дренируемой скважиной, изменяются от рз до рпл и от Тз до Tпл, за пластовые условия можно принимать средние значения давления рср = (рпл + рз)/2 и температуры Гср = (Tпл + Tз)/2, а по этим значениям вычислить Ср(рср, Гср). При небольших депрессиях на пласт (в пределах нескольких атмосфер) найденное по средним рср и Гср значение Ср будет весьма близко к истинному. При больших депрессиях на пласт Ср следует определить по элементам зоны с радиусом Rс < R < Rк. Чем больше число элементов, тем ближе определяемая Срк его истинной величине.

При R = Rс по формуле (6.96) можно найти потери температуры в результате снижения давления при пуске скважины в работу с дебитом Q:

ЛГ = Гпл – Тз = Гпл – Д[Рпл – pз(Rc)] ln [1 + GCpT/nhCпR2]/ln(Rк/R). (6.98)

Таким образом, в пласте, в частности у стенки скважины, где существует максимальная опасность образования гидратов, находят рз и Тз.

Согласно формуле (6.93) равновесная температура гидратообразования в условиях рз и Тз будет определяться равенством

Гр = a lg pз ± Ь. (6.99)

Если при полученном рз, температура Гр < Тз, то это означает, что гидраты в призабойной зоне не будут образовываться. Если Гр > Тз при заданном рз, то необходимо периодически закачивать в призабойную зону антигидратные ингибиторы.

Оценка возможности образования гидратов в стволе скважин. Для определения возможности образования гидратов в стволе скважины следует исходить из наличия или отсутствия в окружающей ствол скважины среде многолетней мерзлоты. При проектировании разработки, как правило, в пределах площади проектируемого месторождения существует только один из вариантов: либо многолетняя мерзлота в разрезе отсутствует, либо имеется. Но при образовании гидратов наличие или отсутствие мерзлоты обусловливает выбор методики расчета распределения температуры газа по стволу скважины. Причем для горизонтальных скважин вариант с наличием мерзлоты в окружающей ствол скважины среде исключается.

Оценка возможности образования гидратов в стволе при отсутствии в разрезе многолетней мерзлоты. Для выяснения возможности образования гидратов в стволе при отсутствии в разрезе многолетней мерзлоты распределение давления по стволу определяется по формуле:

Рх = [pу2е2s + 1,377Xzс2 рrс р(22(e2s ~ 1)/d5]0,5, (6.100)

где рх — давление на глубине х при отсчете от устья скважины; ру — устьевое давление; zср — коэффициент сверхсжимаемости, определяемый одним из методов, изложенных в разделе 5.1.4:

s = 0,3415 рх/2срГср, (6.101)

где zср — является функцией рср = (ру + рх)/2 и Гср = (Ту + Тх)/2; Гср — средняя температура газа в интервале от устья до глубины х, определяемая по формуле Гср = (Ту + Тх)/2 (для расчета рх значение Тх можно найти из прямой, соединяющей Тз и Ту, и отрезав эту прямую горизонтальной линией, проведен-

553

ной от глубины х); Q — дебит скважины; d — внутренний диаметр фонтанных труб.

Распределение температуры газа по стволу должно быть определено по формуле

Г*-, = ^л " J(ff~ ¦*) ~ АЯ-*"-* + 1ze^l

Г - Г> Рз РН-х

1 иН-х

Н - х Ср

(6.102)

где Гпл — пластовая температура газа; Г — геотермический градиент температуры, определяемый по формуле

Г = (Тпл - Тнс)/(Н - Ннс), (6.103)

Гнс — температура нейтрального слоя на глубине Ннс от устья скважины; Н— х — глубина скважины, на которую рассчитывается температура при отсчете от начала координат, расположенного условно на середине этажа газоносности. Глубина Н— х, принятая для температуры Т, мс, соответствует глубине х для давления, так как при расчете распределения давления отсчет идет от устья, где известно давление ру, а при расчете распределения температуры отсчет идет от забоя, где известно Tпл; AT — потери температуры в пласте из-за создаваемой депрессии на пласт, рассчитываемые по формуле (6.98); а — параметр, определяемый по формуле

а = 2пХп /GCp f(x), (6.104)

где Хп — теплопроводность горных пород, значение которой определяют по табличным данным или используя графические зависимости. При наличии в разрезе пластов с различными минералогическими и литологическими составами и насыщенностями величину Хп следует определить как среднюю из выражения

^п = H^пh/Hh, (6.105)

где Хп — теплопроводность г-го пласта с толщиной h,. Значение G находят по формуле (6.97); Ср — теплоемкость газа, соответствующая термобарическим параметрам сечения на глубине х от устья, т.е. рх и Тн–Х; ( т) — безразмерная функция времени для необсаженных скважин, определяемая по формуле

(х)=ln[1+(7гХпх/Спйc2)0,5] или

/(т) = ln 1 +(7гХпт/СпДc2)0,5] + Хп / <xcRc. (6.106)

В обсаженных скважинах функцию /(т) следует определять по формуле

/(т) = Хп

 

пХ-пХ

+ Хп/аколКc, (6.107)

ап — коэффициент температуропроводности пород, м2/с, значения которого приведены для различных пород в табл. 6.5; ас — коэффициент теплоотдачи на стенке скважины; акол — коэффициент теплоотдачи на внутренней стенке колонны; Хс — теплопроводность заполнителя заколонного пространства.

Для случая, когда проектная скважина оборудована фонтанными трубами, а в реальных условиях скважины оборудуются фонтанными трубами обязательно, значение функции /(т) определяется формулой

554

/(т) = ХЕ

 

 

1 +

лХпх

+ К/и<mR,

(6.108)

где Xс1 — теплопроводность заполнителя межколонного (затрубного) пространства; ат — коэффициент теплоотдачи на стенке фонтанных труб. Значения коэффициентов осс, акол и ат находят из выражений

ос

ХфRe0,вPr0,43/тR,

(6.109)

где Re и Pr — соответственно числа Рейнольдса и Прандтля, определяемые по формулам

Re = 2С/7гйэ|аф и Pr = ЦфСф/Хф; (6.110)

G — расход газа; Хф — теплопроводность флюида заполнителя; Сф — объемная теплоемкость заполнителя; цф — динамическая вязкость флюида заполнителя; Нэ — эффективный радиус канала в круглой трубе, равный истинному значению радиуса. При движении флюида по кольцевому пространству с внешним и внутренним радиусами R1 и R2 вместо Кэ получим

Rэ = R1 - i?2. (6.111)

При дебитах, характерных для газовых скважин, слагаемыми, связанными с величинами осг, обычно пренебрегают ввиду их малости.

По величине температуры самым опасным сечением ствола является устье, где Ту <ТХ < Тз, а по величине давления — забой скважины, так как рз > pр > pу. Поэтому для нахождения глубины, где возможно образование гидрата, следует строить зависимости р(х), Т(Н~х) и Гр = f(p). Такая зависимость, построенная для скважины одного из месторождений, показана на рис. 6.26. Заштрихованная зона является областью, где гидраты образуются и не разлагаются. Если такие термодинамические условия в стволе имеются, то необходима подача ингибитора в ствол скважины через ингибиторный клапан.

Оценки возможности образования гидратов в стволе при наличии в разрезе многолетней мерзлоты. При наличии многолетней мерзлоты в разрезе

Рис. 6.26. Определение возможности гид-ратообразования и глубины по стволу вертикальной скважины

15 р, МПа 555

возможность образования гидратов определяется путем использования уравнения распределения давления по стволу (6.100) и распределения температуры газа по стволу, имеющее вид:

в зоне отсутствия многолетней мерзлоты

-ДГе-а(Я-Янм) +

Тнм = Тпл - Г(Н - Ннм)-

-а(Н-Ннм)

r-DH-H

Рз-Рн

H-H

(6.112)

где Г — геотермический градиент температуры в зоне, где отсутствует многолетняя мерзлота. Величину Г в этом случае определяют из соотношения

Г

н-н

(6.113)

Гнм — температура земной коры на глубине Н-Ннм, соответствующей нижней границе мерзлоты (на территории России эта граница доходит до глубины 1300 м); Ннм — глубина нижней границы мерзлоты при отсчете с устья скважины; AT — потери температуры в пласте за счет снижения давления на забое. Значение а в зоне отсутствия мерзлоты находят по формуле (6.104); DH-H —

коэффициент Джоуля - Томсона, определяемый для условий зоны отсутствия мерзлоты. Величина Д зависит от давления, температуры и состава газа:

Д = Tпк f(Dj)/pпкCp, (6.114)

где рпк, Гпк — псевдокритические давление и температура газа, которые определяют по табличным данным, исходя из состава газа; /(Д) — функция, определяемая графически в зависимости от приведенных давления и температуры. Так как в зоне отсутствия многолетней мерзлоты давление изменяется от рз до рнм, а температура — от Тз до Гнм, для вычисления /(Д) необходимы хотя бы средние значения давления и температуры рср = (рз + рнм)/2 и Гср = (Тз + + 7нм)/2. По этим же термобарическим параметрам определяется изобарная теплоемкость газа Ср; А — термический эквивалент работы, равный 1/427.

Определив распределение давления по всему стволу и температуры до нижней границы мерзлоты, необходимо вычислить распределение температуры в зоне мерзлоты, используя при этом формулу

Тх = Тнм - Гмх +

K-D

Рш\. Рх

 

р,

(6.115)

где Гм — геотермический градиент температуры мерзлой зоны, определяемый по формуле

Гм = (Гнм - Тнс)/(Ннм - hнс), (6.116)

hнс — глубина нейтрального слоя; Гнс — температура нейтрального слоя; х — расстояние от сечения Ннм к устью, на котором определяется искомая температура Г; Dx — коэффициент Джоуля - Томсона для участка от Ннм до х(в направлении к устью скважины); рнм, рх — соответственно давления на глубине нижней границы мерзлоты и на расстоянии х от нижней границы мерзлоты; Р — поправка на среднегодовую температуру р = [(Гм - Тсг)/Тсг]2 , где Тм, Тсг — соответственно температуры мерзлого грунта и среднегодовая поверхности почвы; ам — коэффициент, определяемый по формуле

556

 

ам = 2nXм/GCp fм(T), (6.117)

Хм — коэффициент теплопроводности мерзлых пород. Функция /м(т) для зоны мерзлоты должна быть определена по формуле

/м(т)=ln 1 + л]пХмт/СмК2c где См — теплоемкость мерзлых пород.

(6.118)

ОЦЕНКА ВОЗМОЖНОСТИ ОБРАЗОВАНИЯ ГИДРАТОВ В СТВОЛЕ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН

Расчеты по оценке возможности образования гидратов в наклонных скважинах идентичны расчетам, изложенным для вертикальных скважин. Отличительной чертой метода расчета распределения давления и температуры является только то, что формула для определения давления по наклонному стволу будет иметь вид

рх = /^е**х + 6Н?7 , (6.119)

где

sн = 0,03415pHвх/zсрTср, (6.120)

Нвх — вертикальная глубина сечения х от устья скважины; zср — средний коэффициент сверхсжимаемости на участке от устья до глубины х по вертикали.

Второе слагаемое в уравнении (6.119), в отличие от первого слагаемого, связанного с давлением столба газа и зависящего только от вертикальной глубины, отражает давление, связанное с движением газа, и поэтому зависит от длины пути движения. Поэтому в параметр 6н входит не глубина х по вертикали от устья, а длина L от устья до глубины х:

6н = 1,377Хг2рГср(e251 -1)/d5, (6.121)

где

sL = 0,03415pL/zсрTср; (6.122)

L — длина наклонного ствола от устья до глубины х по вертикали.

Если скважина наклонная, начиная от устья, то формулы (6.119) (6.122) справедливы для любого сечения ствола, а если ствол скважины сначала вертикальный, а затем искривляется и получает постоянный угол наклона, то величину L следует определить по формуле

Lоб = Lв + Lиск + Lн, (6.123)

где Lв, ?иск, Lн — соответственно длины участков вертикальной, искривленной и строго наклонной частей ствола. При расчетах распределения давления на вертикальном участке ствола длина Lв будет равна глубине х; на искривленном участке Lоб = Lв + АЬис (на нижней границе искривленного участка Lоб = Lв + + Lис) и на наклонном участке

Lоб = Lв + Lиск + ALн. (6.124)

557

При расчетах распределения температуры газа по наклонному стволу формула для определения Тх в случае отсутствия мерзлоты в разрезе будет иметь

вид

+д7e-«(Аоб-^) +

Тх = Тпл - Г(Ьоб - Ьх) +

1 _ e -а(Аоб-4с)

р _ р( -Рз Plоб-Lx

\Lоб~Lx) j _ j

(6.125)

где Lоб — общая длина ствола, Lx — длина ствола от забоя до сечения глубиной х по вертикали. Остальные обозначения в сущности такие же, как и расчеты распределения температуры по вертикальной скважине.

При наличии в разрезе многолетней мерзлоты распределение давления по стволу будет таким же, как и в случае отсутствия мерзлоты и рассчитывается по формуле (6.119). Распределение температуры газа по стволу рассчитывается ниже зоны многолетней мерзлоты по формуле

Тнм = Тпл - Г(Ьоб - Lнм) + АГe а(1об 1нм) +

1-е

*"(-Аэб -^нм)

Г— ( ^ ^об-Аш

™ ?ы

Аш

А

Ср

(6.126)

где Lнм — расстояние от забоя (от середины интервала перфорации) до любого сечения ниже нижней границы мерзлоты. В пределах мерзлоты температура газа по стволу будет определяться равенством

/ = I – 1(1 'V ) I

1-e

-а( нм + х)

Г -П Я

 

х С

Р,

(6.127)

где Z4м — расстояние от забоя до нижней границы мерзлоты при отсчете от забоя, т.е. когда начало координат находится на сечении, соответствующем середине интервала перфорации; х — расстояние от нижней границы многолетней мерзлоты до произвольного сечения. В предельном случае (х = Lоб – Цн м) вместо Тх получим Ту.

Для наклонных скважин, также как и для вертикальных, условие образования гидратов по стволу будет определяться из графика зависимости рх = f(x) и Тх = f(x), а также Гр = J[px(x)], который показан на рис. 6.26 для вертикальных скважин.

В заключение следует отметить, что условие образования гидратов в горизонтальном стволе практически можно не рассматривать в проекте разработки, если температура газа в пласте превышает 20 °С. Такое благоприятное условие с точки зрения безгидратного режима в горизонтальных стволах связано с тем, что в горизонтальных стволах снижение температуры происходит только за счет потерь давления при движении газа от торца до переходной зоны, где ствол из горизонтального положения переходит в вертикальное. Поэтому при изучении возможности образования гидратов в горизонтальных скважинах следует условие гидратообразования искать не в горизонтальной части ствола, а в вертикальной, используя формулы, приведенные выше для наклонных и вертикальных скважин. При этом в качестве отправной точки по величине давления и температуры следует использовать их значения в начале горизонтальной части ствола.

558

СНЯТИЕ ОГРАНИЧЕНИЯ ДЕБИТА СКВАЖИН ПРИ ВОЗМОЖНОСТИ ОБРАЗОВАНИЯ ГИДРАТОВ

Выше было показано, что температурный режим работы газовых и газо-конденсатных скважин определяют, в основном исходя из возможности образования гидратов в призабойной зоне и в стволе скважин, а также, в некоторых случаях, из условия отделения влаги в газе на промысловых установках. Возможность образования гидратов при больших или меньших дебитах, устанавливаемую по другим факторам, влияющим на производительность скважин, но создающим условия для образования гидратов, можно исключить: 1) применяя ингибиторы гидратообразования; 2) изменяя конструкцию скважин так, чтобы снизить теплообмен между стволом скважины и окружающей ее средой, т.е. путем создания теплоизолированных конструкций; 3) путем спуска в скважину нагревательного оборудования и т.д. Известно, что одним из основных факторов, обусловливающих возможность образования гидратов, является наличие в газе влаги.

Влагосодержание газа характеризуется концентрацией воды в паровой фазе системы газ – вода. Влажность газа выражается весом паров воды в единице объема газа при стандартных условиях в виде г/м3 или кг/1000 м3. Влажность газов зависит от давления, температуры, состава газа, количества солей, растворенных в воде и т.д.

Определение влагосодержания газов не представляет особой трудности и производится экспериментально, по аналитическим формулам и по номограммам. При необходимости ввода ингибитора гидратообразования расход ингибитора находят, исходя из известной величины влагосодержания газа. Основными ингибиторами, применяемыми в газовой промышленности, являются метиловый спирт (метанол), хлористый кальций, гликоли: этиленгликоль, диэтилен-гликоль и триэтиленгликоль.

В случае применения хлористого кальция необходимо учесть, что при весовой концентрации хлористого кальция более чем 35 % происходит выделение из раствора кристаллов при температуре, близкой к 0 °С. С целью снижения коррозионной активности раствора хлористого кальция необходимо добавлять в него различные вещества. Гликолевые ингибиторы также меняют свою характеристику в зависимости от их концентрации. С понижением температуры водных растворов гликолей и давления вязкость их сильно возрастает. Применение того или иного ингибитора гидратообразования снижает температуру гидрато-образования, снимая тем самым ограничения, вызванные температурным режимом работы скважин. Характер снижения температуры гидратообразова-ния различными ингибиторами в зависимости от их концентрации показан на рис. 6.27.

При выборе ингибитора гидратообразования основными критериями являются способность ингибитора понижать температуру гидратообразования, стоимость ингибитора, растворимость его в воде, температура замерзания водных растворов, вязкость, поверхностное натяжение, летучесть, а также возможность регенерации ингибиторов в промысловых условиях с минимальными потерями ингибитора. Величина понижения равновесной температуры ?O определяется для метанола, этиленгликоля и диэтиленгликоля по формуле:

?O = KG/[M(100 – G)], (6.128)

где G — весовая концентрация отработанного ингибитора, %; I — молекулярная масса ингибитора; E — коэффициент, определяемый экспериментально.

559

Рис. 6.27. Характер снижения температуры гидратообразования различными ингибиторами в зависимости от их концентрации: 1 – хлористый кальций; 2 – метанол; 3 – три-этиленгликоль; 4 – диэтиленгликоль; 5 – эти-ленгликоль

Рис. 6.28. Понижение температуры гидрато-образования газа в зависимости от минерализации воды при различном содержании метанола в пластовой воде: 1–6 – содержание СН3ОН соответственно 25; 20; 15; 10; 5 и 0 %

Значения I для метанола, ЭГ и ДЭГ соответственно равны 32; 62; 106, а значения k, соответственно, 1295, 1220 и 2430.

Для хлористого кальция величину ?O можно вычислить по эмпирической формуле вида

?O = 0,0275(G)2. (6.129)

Количество ингибитора гидратообразования, вводимого в скважину, определяют исходя из влагосодержания газа в пластовых и устьевых условиях, производительности скважины и необходимой концентрации ингибитора, по формуле

Qни = G2(w1 – w2)/ (G1 – G2), (6.130)

где Qни — расход нелетучего ингибитора, кг/1000 м3; w1, w2 — влагосодержание газа до ввода ингибитора в пластовых и устьевых условиях; G1 – G2 — массовые концентрации свежего и отработанного ингибитора.

На установках регенерации получают метанол с концентрацией ? 96 %.

Расход ингибитора гидратообразования с учетом влагосодержания газа, концентрации ингибитора, количества ингибитора, растворенного в углеводородном конденсате и переходящего в газовую фазу, следует определять по формуле

Gи = wC2/(C1 – C2) + [(100 – C2)(gи + gк)]/(C1 – C2), (6.131)

где Gи — расход ингибитора, кг/1000 м3; w — влагосодержание газа, кг/1000 м3, N1, N2 — начальная и требующаяся для предупреждения гидратообразования концентрации ингибитора, % (по массе); gи, gк — соответственно количество

560

ингибитора, переходящее в газовую фазу и растворенное в углеводородном конденсате, кг/1000 м3.

Концентрацию ингибитора, обеспечивающую требуемое снижение температуры гидратообразования, следует определить из графика (см. рис. 6.27), а количество ингибитора, переходящего в газовую фазу, по формуле

gи = аС2-10 3, (6.132)

где а — коэффициент распределения, т.е. отношение содержания метанола в газовой фазе, необходимого для насыщения газа, к концентрации метанола в растворе, определяется по формуле

ос = 0,0197^–0,7-exp[0,0654Г- 11,28]. (6.133)

Здесь р — давление в системе, МПа, Т — температура, К. Значение gк определяется по формуле:

gк = 0,01Cк<7к, (6.134)

Ск — растворимость ингибитора в конденсате, % (по массе); qк — удельный выход нестабильного конденсата, кг/1000 м3.

При наличии в продукции скважины пластовой минерализованной воды необходимо подобрать такую концентрацию метанола [в % (по массе)], при которой не будет происходить выпадение кристаллической соли из-за ингибиро-вания. Экспериментально установлено, что при изменении содержания солей в воде в диапазоне 0 < G < 20 % и содержания метанола в пластовой воде от 0 до 25 %, температура гидратообразования снижается на 23 °С. Эти результаты показаны на рис. 6.28.

Суточный расход ингибитора определяется по формуле:

Ссут = Си-(2г, (6.135)

где Qг — дебит газа, тыс. м3/сут.

Ввод ингибитора в скважину осуществляется в основном в затрубное пространство, когда скважина работает по фонтанным трубам. Другие методы, способствующие снятию ограничения дебита скважины, связанные с температурным режимом работы (забойные нагреватели, теплоизолированные стволы скважин, гидрофобные покрытия фонтанных труб), пока не получили широкого применения, что связано в основном с тем, что большинство месторождений, для которых температурный режим является одним из главных факторов при установлении технологического режима работы скважины, открыты сравнительно недавно.

Предложенные выше методы определения условий гидратообразования и снятия ограничений, вызванных гидратообразованием, должны использоваться проектировщиком, если температурный режим работы скважины является основным и определяющим при выборе технологического режима эксплуатации проектных скважин.

 

6.7. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ

ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

ПРИ НАЛИЧИИ В СОСТАВЕ ГАЗА

КОРРОЗИОННО-АКТИВНЫХ КОМПОНЕНТОВ

Процесс коррозии скважинного и промыслового оборудования. Одним из основных факторов, влияющих на технологический режим эксплуатации газовых скважин, является наличие коррозионно-активных компонентов в составе газа и пластовой воды. К коррозионно-активным компонентам в газе относятся углекислота, сероводород, ртуть и др. При наличии влаги в продукции скважины СО2 и Н2S вступают с металлами в химическую реакцию и вызывают коррозию скважинного оборудования. Наличие органических кислот в пластовой воде — муравьиной, уксусной, пропиновой и других – также вызывает коррозию металла. Интенсивность коррозии зависит от давления и температуры среды, концентрации агрессивных компонентов в газе, количества влаги в продукции скважины, характеристики металлов скважинного и промыслового оборудования, конструкции скважины, степени и характера минерализации воды, состава конденсата, режима движения газожидкостного потока и др. В целом процесс коррозии на газодобывающих объектах связан с большим числом отдельных и взаимосвязанных факторов, детальное изучение которых – весьма сложная задача.

Учет всех факторов, влияющих на технологический режим эксплуатации скважины при наличии коррозионно-активных компонентов в газе, практически невозможен. Поэтому для выбора технологического режима таких скважин целесообразно рассмотреть основные факторы, вызывающие интенсивную коррозию оборудования и приводящие к ограничению их производительности. К таким факторам относятся: концентрация коррозионно-активного компонента в газе; давление и температура среды; минерализация воды; режим и скорость потока; техническая характеристика применяемого оборудования. Причем концентрация коррозионно-активного компонента в газе и минерализация воды не регулируются. Поэтому при выборе технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин необходимо исходить из возможности применения коррозионно-стойкого оборудования с учетом изменения давления, температуры и скорости потока по пути движения продукции скважины. При наличии коррозионно-активных компонентов из известных критериев технологического режима эксплуатации газовых скважин приемлемым является режим постоянной скорости потока. Для одноступенчатой фонтанной колонны максимальная скорость потока будет у устья скважины. Режим постоянной скорости потока на устье скважины менее эффективный и приводит к интенсивному увеличению числа скважин при заданном годовом отборе из месторождения. Поэтому приемлемость этого режима должна устанавливаться путем сравнения различных вариантов, осуществимых при наличии коррозионно-активных компонентов в составе газа, в частности: с закачкой ингибитора в скважину, использованием оборудования в коррозионно-стойком исполнении, изменением конструкции скважины в процессе разработки и др. Оптимальный технологический режим эксплуатации скважин в условиях коррозии оборудования устанавливается путем сопоставления различных вариантов технико-экономических показателей.

562

Влияние углекислого газа на процесс коррозии. Связь между интенсивностью коррозии и агрессивностью среды, вызванной наличием СО2, устанавливается парциальным давлением углекислоты и кислотностью водного концентрата. К настоящему времени предложено несколько критериев, связывающих интенсивность коррозии с величиной парциального давления СО2.

В частности, предложены три категории интенсивности коррозии: весьма незначительная коррозия — при парциальном давлении СО2 менее 0,05 МПа; возможная коррозия, существенно зависящая от температуры и других параметров среды, — при парциальном давлении 0,05-0,2 МПа и интенсивная коррозия — при парциальном давлении более 0,2 МПа. Проведенные исследования показывают, что кроме парциального давления СО2 интенсивность коррозии зависит от температуры газа и кислотности воды рН. По коррозионной активности залежи могут быть разделены на следующие группы:

сверхвысокая коррозионная активность (парциальное давление СО2 более 0,7 МПа, рН = 5 и скорость коррозии более 4,5-10 3 м/год);

повышенная коррозионная активность (парциальное давление СО2 0,33-0,7 МПа, рН = 4,8-ь5,5 и скорость коррозии (2,5-ь4,5)-10–3 м/год);

средняя коррозионная активность (парциальное давление СО2 0,1-ь -ь0,3 МПа, рН более 5,5 и скорость коррозии (1-ь2)10 3 м/год);

слабая коррозионная активность (парциальное давление СО2 менее 0,1 МПа, рН около 6,5 и скорость коррозии (0,05-ь0,1)-10 3 м/год).

При составлении данной классификации не учтено влияние температуры на интенсивность углекислотной коррозии. Установлено, что при низких парциальных давлениях СО2 температура влияет на скорость коррозии незначительно, а при больших парциальных давлениях - весьма существенно. Установлено также, что максимальная интенсивность коррозии достигается при температуре 333-ь353 К. При изменении температуры от 283 до 353 К и парциального давления СО2 от 1,0 до 5,0 МПа интенсивность коррозии увеличивается в среднем в 12 раз.

В процессе разработки газовых и газоконденсатных месторождений парциальное давление СО2 снижается, а объем водного конденсата увеличивается. Поэтому при практически постоянных скорости потока и температуре газа интенсивность коррозии в целом снижается. Анализ мест интенсивных разрушений показывает, что повышенная коррозия характеризуется изменением режима движения и направления потока. Изменение характера режима газожидкостного потока в фонтанных трубах путем использования уплотнительных колец между торцами труб приводит к снижению интенсивности коррозии в 2 раза. Данные месторождений Краснодарского края показывают, что интенсивность коррозии тройников и катушек составляла в начале разработки этих месторождений (4-ь7)-10–3 м/год, уплотнительных колец фонтанной арматуры — (7-ь8)х х 10–3 м/год, корпусов задвижки — (4-ь7)-10– м/год, внутренней поверхности фонтанных труб — (0,2-ь1,0)-10 3 м/год и резьбовых соединений этих труб -около 4-10 3 м/год. Результаты экспериментов показывают, что при заданной концентрации углекислоты увеличение давления среды приводит к увеличению интенсивности коррозии. При углекислотной коррозии существенное значение имеют минерализация и количество поступающей в скважину пластовой воды.

Влияние сероводорода на процесс коррозии. Наиболее агрессивным компонентом в составе природного газа, вызывающим интенсивную коррозию скважинного и промыслового оборудования, является сероводород. Значительное количество сероводорода содержится в газе Оренбургского, Карачаганак-

563

ского, Астраханского, Урта-Булакского, Хаузанского, Денгизкульского и других месторождений СНГ. Характерной чертой сероводородной коррозии является растрескивание металла. При наличии водного раствора сероводорода большинство сталей в напряженном состоянии быстро разрушаются. Воздействие сероводорода на металл в присутствии воды приводит к образованию сульфида железа и атомарного водорода, часть которого проникает в металл и делает его хрупким и непрочным. Содержание во влажном газе сероводорода более 0,005 г/м3 способствует заметной коррозии оборудования. Основным фактором, определяющим интенсивность сероводородной коррозии, является парциальное давление сероводорода в газе. С увеличением температуры среды при заданной концентрации Н2S интенсивность коррозии увеличивается. Проведенные наблюдения за интенсивностью коррозии, вызванной наличием сероводорода в газе, привели к неоднозначному выводу о характере интенсивности сероводородной коррозии с увеличением температуры. Отмечено, что при снижении температуры общая коррозия увеличивается. Несмотря на многочисленность выполненных работ, влияние различных факторов на сероводородную коррозию изучено недостаточно. Это связано с тем, что большинство работ посвящено исследованию отдельных образцов металлов или сплавов при весьма ограниченном числе других факторов, влияющих на интенсивность сероводородной коррозии. Установлено, что с ростом прочности металла на разрыв и текучесть, опасность сульфидного растрескивания металла увеличивается.

Значительно сложнее изучение степени и характера коррозии при наличии в газе одновременно сероводорода и углекислого газа. На газовых месторождениях Западного Узбекистана, Восточной Туркмении содержание по объему сероводорода и углекислого газа примерно одинаково и равно 2–5 %. При определенном парциальном давлении СО2 его разрушающая способность может быть сравнима с коррозией, вызванной сероводородом. При равном содержании СО2 и Н2S влияние углекислого газа на интенсивность коррозии, по сравнению с коррозией, вызванной сероводородом, невелико. Экспериментальные исследования, проведенные на месторождениях Урта-Булак и Денгизкуль с образцами различных марок сталей, показали, что на этих месторождения, несмотря на примерно равное содержание в составе газа СО2 и Н2S, разрушение образцов происходит в результате действия сероводородной коррозии.

Влияние пластовой воды на коррозию. Количество поступающей в скважины воды при заданной концентрации углекислоты в газе предопределяет кислотность среды. При заданной концентрации СО2 с увеличением объема воды в продукции скважины кислотность среды рН увеличивается, что приводит к заметному снижению интенсивности коррозии. Опыт работы скважин Березан-ского, Майкопского и других месторождений с различным количеством воды в их продукции полностью подтвердил отмеченную выше закономерность. При наличии конденсата в газе с высоким парциальным давлением СО2 присутствие пластовой воды может усилить интенсивность коррозии. Интенсивность угле-кислотной коррозии зависит и от солевого состава пластовой воды. Наличие в воде большого количества гидрокарбонатов заметно подщелачивает среду, снижая этим количество углекислоты, а, следовательно, и интенсивность коррозии. Анализ данных эксплуатации месторождений Краснодарского края показал, что при известной концентрации СО2 в газе поступление пластовой воды щелочного характера снижает интенсивность углекислотной коррозии. Жесткие воды меньше влияют на процесс углекислотной коррозии, чем щелочные. В условиях высоких температур и давлений присутствие в пластовой воде органических кислот при наличии в газе углекислоты является одной из основных причин,

564

усиливающих интенсивность коррозии скважинного и промыслового оборудования, что должно быть учтено при проектировании разработки залежи.

Влияние скорости потока на интенсивность коррозии. Экспериментальные исследования и промысловые наблюдения показывают, что при известной концентрации коррозионно-активного компонента (углекислоты, сероводорода, ртути и др.) одним из основных факторов, влияющих на интенсивность коррозии, является скорость потока газа. В отличие от таких факторов, как концентрация коррозионно-активного компонента, количество влаги в продукции скважины, содержание органических кислот в воде, давление, температура и других, скорость потока является регулируемым фактором. По составу пластового газа и воды, продуктивной характеристики газоносных коллекторов нетрудно выбрать такую конструкцию эксплуатационных скважин, которая обеспечит необходимую скорость потока — газа, ограничивающую интенсивность коррозии. Величина скорости потока, обеспечивающей оптимальный технологический режим эксплуатации газовых скважин при наличии коррозионно-активных компонентов в ее продукции, не установлено. Поэтому отсутствуют определенные критерии, связывающие скорость потока с интенсивностью коррозии.

Доказано только то, что с увеличением скорости потока интенсивность коррозии растет.

Например, для скважин месторождений Краснодарского края значение критической скорости потока принято равным 11,0 м/с. Эта величина не исключает коррозию в целом, но при скорости потока, меньше или равной этой, интенсивность коррозии значительно ниже, чем при скоростях, превышающих 11,0 м/с. Критическую величину скорости, найденную для некоторых месторождений Краснодарского края, нельзя распространять на другие месторождения, так как даже при одинаковой концентрации коррозионно-активного компонента существует достаточно много других факторов, которые в определенной степени влияют на величину критической скорости потока. В каждом конкретном случае необходимо устанавливать для рассматриваемого месторождения свою критическую скорость потока, учитывая конструкцию и производительность скважин. Изменение скорости потока в стволе скважины зависит от ее конструкции, давления и температуры. В качестве критерия необходимо использовать скорость потока у устья, величина которой не должна превышать критическую. Если в скважину опущена комбинированная колонна, то по известному дебиту скважины, длине и диаметру фонтанных труб, а также давлению и температуре газа на устье определяется давление на переходном сечении. Затем, зная диаметр нижней части комбинированной колонны, определяют скорость. При этом pу, Oу и zу заменяют на соответствующие величины для данной глубины. В целом, в зависимости от выбранной конструкции фонтанной колонны, давления, температуры на устье и переходном сечении, а также от дебита скважины возможны следующие варианты: критическая скорость достигает своего значения на сечении перехода от одного диаметра к другому или у устья скважины; скорость не достигает своего критического значения по стволу.

Из изложенного следует, что основная цель при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений с коррозионно-активным компонентом в составе газа сводится к установлению технологического режима эксплуатации и выбору соответствующей конструкции фонтанной колонны, при которых скорость потока всегда меньше критической по всей длине ствола скважины. При этом предполагается, что при разработке данного месторождения отсутствуют другие, более приемлемые варианты разработки залежи. При-565

мером описанного случая является наличие паров ртути в составе пластового газа и отсутствие в настоящее время апробированных ингибиторов в борьбе с ртутной коррозией.

При заданной скорости потока интенсивность коррозии зависит от режима газожидкостного потока и условий, вызывающих конденсацию паров воды конденсата. Если фонтанные трубы гладкие и структура потока не меняется в местах стыковки труб, то интенсивность коррозии увеличивается по мере увеличения скорости потока. При этом по мере снижения давления и температуры потока от забоя к устью скважины увеличивается и конденсация паров воды. Для заданной концентрации коррозионно-активного компонента с увеличением количества конденсационной воды, при одинаковых скоростях потока, интенсивность коррозии уменьшается. На интенсивность коррозии существенно влияет абразивный процесс, вызываемый твердыми частицами, выносимыми потоком газа. В значительной степени интенсивность коррозии зависит от напряженного состояния фонтанных труб и характеристики металла, из которого они изготовлены.

В настоящее время аналитическая зависимость между интенсивностью коррозии и факторами, вызывающими коррозию (концентрация агрессивного компонента в газе, количество влаги, температуры и давления, характеристика применяемых металлов и степень их напряжения, скорость потока), не установлена. Поэтому такая зависимость на каждом месторождении должна быть установлена экспериментально. В зависимости от полученных результатов разрабатываются мероприятия по снижению интенсивности коррозии: применение антикоррозионных ингибиторов; выбор соответствующей марки металла с коррозионно-стойкой характеристикой; снижение скорости потока и напряжения промыслового и скважинного оборудования и др.

Целесообразность проведения различных мероприятий по увеличению производительности газовых скважин при наличии в составе газа коррозионно-активных компонентов обосновывается технико-экономическими расчетами.

6.8. УСТАНОВЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО

РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

ПРИ НАЛИЧИИ В ГАЗЕ

КОРРОЗИОННО-АКТИВНЫХ КОМПОНЕНТОВ

При определении основных показателей разработки газовых и газоконден-сатных месторождений с коррозионно-активным компонентом в составе газа необходимо установить критическую скорость потока. Сложность механизма коррозии, связанного с физическими, химическими и термогидродинамическими процессами, не позволяет установить приемлемую для практических расчетов аналитическую связь между интенсивностью коррозии и составом движущегося потока, изменением давления, температуры, скоростью, заданной конструкцией и характеристикой металлов, используемых при обустройстве промысла. Это предопределяет необходимость экспериментального определения в промысловых условиях значения критической скорости потока.

При установленной по результатам опытов величине критической скорости, дебит скважины определяют по формуле:

566

v dp

йкр =—, (6.136)

где Окр — критическая скорость потока, превышение которой приводит к резкому увеличению интенсивности коррозии, м/с; d — внутренний диаметр фонтанных труб, 10–2 м; ру — устьевое давление, МПа; Ту — устьевая температура, К; zу — коэффициент сжимаемости газа при ру и Ту.

Для заданной скорости Окр и конструкции скважины изменение дебита газа во времени связано с изменением ру, Ту и zу в процессе разработки. Таким образом, для поддержания технологического режима эксплуатации скважин при постоянной скорости необходимо определить характер изменения ру во времени. Для этого используют основные уравнения, по которым определяют показатели разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

Уравнение материального баланса, используемое для определения текущего пластового давления имеет следующий вид:

-пл( ).^МОЛпл

aгQн-Q(t)

Pпл

нaгQн -^атОдоб (^)-^п

- уРпл н, -'пл J

(6.137)

где aг — коэффициент газонасыщенности порового пространства; Qн - начальный газонасыщенный объем залежи; pлн — среднее начальное пластовое давление; рат — атмосферное давление; Одоб(?) — количество добытого газа за время t; 2(рпл н, Тпл), z (рпл (t), Гпл) — коэффициенты сверхсжимаемости при pлн и

Рпл (t) соответственно.

При газовом режиме величина Qв(t) = 0 и поэтому уравнение (6.137) принимает вид:

Pпл(t) = плн/_ пл ~ доб - плн пл . (6.138)

фплн , Гпл) aгrстQн

Найденные в зависимости от режима залежи значения среднего текущего пластового давления для упруговодонапорного режима из уравнения (6.137) или для газового режима из уравнения (6.138) приравниваются к контурному давлению скважин и используются при расчете притока газа к ним, т.е.

рп2 л (0 ~ рз2 (0 = яйкр + ^Qк р. (6.139)

Значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений определяются по результатам испытания при стационарных режимах фильтрации.

Для заданной конструкции скважины и дебита, вычисляемого по известным Окр и ру, забойное давление определяется по формуле

руе +6Q , (6.140)

где

2s = 0,0683pL/zсрrср; 6 = 0,01413 • 10'10 XTс 2рzс2 рQ2 / d5, (6.141)

X — коэффициент гидравлического сопротивления; zср — коэффициент сверхсжимаемости при рср и Гср; Гср — средняя температура газа в стволе скважины; р— относительная плотность газа; L — длина фонтанных труб.

567

Обозначая

а = с^/0,052Тyгy (6.142)

и совместно решая уравнения (6.136), (6.139) и (6.140) с учетом (6.141), получим формулу для определения устьевого давления pу(t) при заданной скорости потока Окр, параметров пласта a, b и скважины 6 в виде:

-aavrp + Maavrp\ +4 e2s + (b+ 9)а2г^р1 /^л (/)

д,(А =-------------------------f------------------------й---------------------. (6.143)

7 2 [е2* + (?+е)а2г?р]

Из формулы (6.143) видно, что при заданных постоянных значениях а, Ь, 6, Окр изменение ру связано в основном со снижением пластового давления в процессе разработки. Найденное таким образом значение pу(t) используется для определения QcP(t) по формуле (6.136).

Порядок расчета технологического режима эксплуатации при заданной постоянной скорости, обусловленной наличием в составе газа коррозионно-активного компонента, следующий:

по возможному или заданному отбору газа из месторождения и режиму залежи, используя уравнение материального баланса, определяют Pпл(t);

найденное значение текущего среднего пластового давления используют в уравнении притока газа к скважине (6.139);

применяя уравнение движения газа по вертикальным трубам (6.140), значение забойного давления в уравнении (6.139) заменяют устьевым давлением. Кроме того, значение рз из формулы (6.136) также заменяется устьевым давлением и критической скоростью потока. Полученное при этом уравнение решают относительно pу(t);

по формуле (6.143), используя обозначения, выраженные формулами (6.141) и (6.142) при известных окр, а, Ь, а и 6, определяют изменение устьевого давления во времени;

по известному pу(t), диаметру фонтанные труб, устьевой температуре, zу и Окр устанавливают режим эксплуатации скважины и ее производительность;

при наличии ступенчатой колонны фонтанных труб приведенный выше порядок расчета производят для сечения с критической скоростью на соответствующей глубине.

В соответствии с изложенной методикой при газовом режиме залежи и исходных данных: »кр = 10 м/с; d = 63-10-3 м; Ту = 300 К; L = 1500 м: р = 0,6; X = = 0,016; а = 0,06 (МПа)2/(т-м3/сут) и ^ = 0,0002 (МПа)2/(т-м3/сут)2 рассчитали

характер изменения основных показателей разработки месторождения.

Приведенные в табл. 6.5 результаты расчетов показывают, что режим постоянной скорости потока на устье приводит к интенсивному снижению дебита скважины.

Выбор более эффективного технологического режима эксплуатации связан с необходимостью применения труб с коррозионно-стойким покрытием, бурением скважин большого диаметра с целью замены в процессе разработки фонтанных труб меньшего диаметра на трубы с большим диаметром, а также использованием ингибиторов коррозии.

В условиях образования песчаной пробки, столба жидкости или гидрато-образования технологический режим, обусловленный определенной величиной скорости потока на устье, может оказаться практически непригодным. Поэтому, если необходимо выбрать режим постоянной скорости потока, следует прове-

568

Т аблиц а 6.5

Результаты расчетов основных показателей при заданной скорости

потока

Время разработки, сут
Pпл(t), МПа
jOу(t),
МПа
Qкр(t), тыс. м3/сут
pз(t), МПа
Ap(t), МПа
Примечание

0
15,0
11,0
333
14,4
0,6
?кр = 10 м/с

730
12,5
9,2
272
12,0
0,5

910
10,0
7,3
213
9,5
0,5

1210
7,5
5,5
152
7,1
0,4

1760
5,0
3,6
100
4,7
0,3

2200
2,5
1,8
48
2,3
0,2

рять возможность образования гидратов и пробок в стволе скважины. В условиях гидратообразования устьевые давление и температура, получаемые при режиме постоянной скорости на устье, должны быть не меньше, чем равновесные давление и температура гидратообразования.

6.9. ВЛИЯНИЕ АТОМАРНОЙ РТУТИ

НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ

ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Атомарная ртуть в составе природного газа встречается нечасто. В мире известно несколько газовых месторождений, открытых в отложениях ротлиген-деса (свиты медистых песчаников), в газах которых имеется атомарная ртуть. Наличие атомарной ртути в незначительном количестве обнаружено в продукции скважин, вскрывших свиту медистых песчаников Шебелинского месторождения. Значительное количество ртути содержится в газе голландского месторождения Гронинген.

Согласно опубликованным данным, в составе газа этого месторождения содержится 180-10 9 г/м3 ртути. Пластовое давление рпл = 30 МПа, а температура Т = 373 К. Парциальное давление ртути значительно ниже давления насыщения, и поэтому предполагается, что в пласте в жидком виде ртуть отсутствует. Получаемая вместе с газом ртуть отделяется от газа на установках низкотемпературной сепарации при рс = 7,4 МПа и Тс = 261 К, после чего в газе остается около 4010 г/м3 ртути. Такая концентрация значительно превышает максимально допустимую концентрацию ртути в газе, подаваемом потребителю. Для обеспечения требуемой кондиции газа после установок низкотемпературной сепарации установлены 80 угольных фильтров-сепараторов для дополнительного очищения газа от ртути. Эти фильтры-сепараторы позволяют снизить содержание ртути в газе до (1-ь4)-10 9 г/м3, что значительно ниже предельно допустимой концентрации, установленной органами здравоохранения в размере <7рт < 12-10–9 г/м3.

В газе одного из месторождений в отложениях свиты медистых песчаников содержится атомарная ртуть. Основными компонентами газа являются метан, этан, азот и гелий. Газ низкокалорийный и по величине теплотворной способности близок к городскому газу, получаемому из бурого угля. Начальное пластовое давление равнялось рпл = 43,0 МПа, а температура Т = 399 К. Средняя

569

глубина залегания залежи L = 3400 м. Незначительное содержание углекислого газа исключает возможность углекислотной коррозии скважинного и промыслового оборудования.

Получаемая вместе с газом вода в основном относится к конденсационной. Физико-химические свойства пластовой воды изучены по пяти скважинам месторождения, а конденсационной воды — по всем эксплуатируемым скважинам. Пластовая вода высокоминерализованная. Общая минерализация пластовой воды равна 320-350 г/л, а плотность рв = 1,24-10 3 кг/м3. В соответствии со степенью минерализации воды, полученной из отдельных скважин, эти скважины условно можно разделить на три группы: скважины с чисто конденсационной водой; скважины с незначительной минерализацией и скважины с существенной минерализацией добываемой воды. Анализ состава газа из отдельных скважин и воды, добываемой вместе с газом, имеет важное значение для выявления причин коррозии скважинного и промыслового оборудования. Если интенсивная коррозия происходит в скважинах, продукция которых практически не имеет углекислого газа, являющегося коррозионно-активным компонентом, то причиной коррозии оборудования является наличие ртути в газе и высокоминерализованная вода, способная также вызвать коррозию,

Количество ртути, получаемой из скважин, расположенных на разных частях залежи, колеблется в широких диапазонах. Количество ртути, добываемое вместе с газом, составляет 86-ь110 мг/м3.

Исследованиями установлено, что в пластовой воде содержится атомарная ртуть 230 мг/м3 и ионная ртуть 530 мг/м3.

Установлено, что содержание ртути в пластовых газах перед началом разработки месторождения изменялось по площади. В частности, в пластовом газе из скважины 1 содержание ртути при p пл = 42,7 МПа и O пл = 404 К равно 33,8-10–6 кг/м3; из скважины 2 при p пл = 42,6 МПа и O пл = 388 К составляет 12,9-10 6 кг/м3 и из скважины 3 при p пл = 43,1 МПа и O пл = 401 К составляет 29,500-10 6 кг/м3. Снижение давления и температуры влияет на содержание ртути в газе. Существенное снижение давления приводит к повышению содержания ртути в газе. При одновременном снижении температуры и давления происходит снижение содержания ртути в газе. Поэтому отделение ртути целесообразнее производить согласно схеме, принятой на месторождении Гронинген при O = 261 К с использованием угольных фильтров-сепараторов. Для получения температуры O = 261 К необходим ввод холодильных машин.

Коррозия скважинного и промыслового оборудования была обнаружена при смене задвижки фонтанной арматуры из-за ее негерметичности. Ко времени контроля скважина работала 430 дней с дебитом 600-650 тыс. м3/сут. Диаметр фонтанных труб составлял 6,2 см. При проверке оказалось, что внутренняя поверхность задвижки очагами, а плашки задвижки и уплотнительные кольца сплошь разъедены коррозией на глубину (3-ь6) см. Поэтому фонтанные трубы были подняты для контроля за их состоянием. Проверка состояния фонтанных труб показала, что фонтанные трубы подвержены коррозии от устья до глубины 1725 м. Причем у устья скважины от всей толщины трубы сплошным образом разъедена коррозией половина, т.е. из 0,0055 м толщины разъедено 0,0027 м. При глубине спуска фонтанных труб 3415 м напряжения, возникающие у устья скважин, оказались близкими к предельно допустимым для данной толщины. Поэтому при наличии ртутной коррозии необходимо проводить профилактические и контрольно-исследовательские работы за состоянием скважин. При этом следует учитывать:

продолжительность работы скважины;

570

производительность скважины и ее конструкцию;

давление, температуру и скорость газа у устья скважины и на местах перехода труб малого диаметра к трубам большого диаметра;

техническую характеристику металлов, из которых изготовлены фонтанные трубы и арматура;

характер стыковки труб и соединений: крестовин, катушек и тройников арматуры;

химическую характеристику и количество добываемой вместе с газом воды;

состав добываемого газа, обращая особое внимание при этом на количество СО2 в газе;

количество добываемой ртути;

количество поступающей вместе с газом механической примеси.

С учетом всех перечисленных факторов, влияющих на интенсивность коррозии и режим эксплуатации скважин, следует разработать первоочередные рекомендации по снижению опасностей, связанных с коррозией, и повышению надежности газоснабжения. К ним относятся:

запрещение эксплуатации скважин по затрубному пространству и оборудование скважин пакером;

установление очередности контроля за состоянием фонтанных труб и арматуры, шлейфов и сепараторов в зависимости от ожидаемой степени коррозии скважин;

выявление основного фактора, вызывающего интенсивную коррозию;

проведение исследовательских работ по снижению интенсивности коррозии, включая частичное изменение конструкции фонтанных труб и поиски дешевых ингибиторов коррозии;

разработка методов оперативного контроля за состоянием скважинного и промыслового оборудования.

Процесс ртутной коррозии существенно зависит от технологического режима эксплуатации скважины, и в общем случае его следует рассматривать как коррозионно-эрозионный процесс. Анализ данных, полученных при контроле за состоянием фонтанных труб и арматуры скважин, показал, что основными причинами коррозии оборудования являются повышенная скорость потока и режимы течения газа. В местах изменения направления потока и изменения проходного сечения интенсивность ртутной коррозии значительно больше, что связано с изменением режима течения газа. Интенсивное разъедание поверхности фонтанных труб у устья при больших скоростях и весьма слабая коррозия в местах, где скорость потока меньше 10 м/с, показывает, что основной причиной коррозии является скорость потока. Причем на участках интенсивной коррозии и на участках, где коррозия отсутствует, термобарические условия не сильно различаются. Характер изменения интенсивности коррозии от скорости потока показан на рис. 6.29. Из рис. 6.29 видно, что очень сильная коррозия (более 2 мм в год) и сильная коррозия (1?2 мм в год) наблюдается в скважинах, где скорости потока колеблются в диапазоне 17– 21 м/с. После смены фонтанных труб диаметром d = 62?10–3 м на трубы диаметром d = 88?10–3 м и снижения дебита скважины с 670 до 300 т?м3/сут скорость потока у устья равнялась 6,2 м/с. Поэтому после работы скважины в течение 413 дней интенсивность коррозии была слабой (интенсивность коррозии меньше 0,3 мм в год). Исследования показали, что содержание ртути в газе влияет на интенсивность коррозии меньше, чем превышение критической скорости потока.

571

Рис. 6.29. Зависимость интенсивности

коррозии фонтанных труб от скорости

потока газа по стволу скважины

Таким образом, скорость потока в трубах является одним из основных факторов, по которому необходимо установить технологический режим эксплуатации скважин. Поэтому с учетом дебита каждой скважины, продолжительности ее работы, количества ртути в ее продукции, марки стали, из которой изготовлены фонтанные трубы и арматура, количества жидкой и механической примесей в добываемом газе и скорости потока устанавливались сроки и периодичность смены фонтанных труб на новые с большим диаметром. Исследования по изучению интенсивности коррозии оборудования скважины в статических и динамических условиях показали, что при статических условиях, т.е. когда образец металла находится в неподвижной газовой среде, содержащей атомарную ртуть, интенсивность коррозии очень низкая. Этот результат важен при эксплуатации скважин, затрубные пространства которых по различным причинам не удалось запакеровать. Предлагаемые временные мероприятия по снижению опасности, вызванной коррозией, обусловлены отсутствием проверенных ингибиторов ртутной коррозии.

Работы по контролю за состоянием фонтанных труб показали, что интенсивность коррозии приводит в непригодное состояние не всю колонну фонтанных труб, а только ее верхнюю часть. При общей длине фонтанных труб около 3500 м нижняя часть может быть использована повторно после докомплектации новыми трубами. В целом, борьба с коррозией путем периодической замены оборудования является нецелесообразной.

Снижение дебита, когда нет возможности увеличить диаметр фонтанных труб, как мероприятие для снижения интенсивности коррозии требует еще больше затрат, чем замена фонтанных труб. Поэтому при расчете экономических показателей вариантов борьбы с коррозией путем снижения дебита, разница в дебитах должна быть покрыта вводом новых скважин с начальным дебитом, обеспечивающим скорость потока не более 11 м/с. К этим расходам по бурению скважин следует добавить и стоимость обвязки дополнительных скважин.

Перечисленные выше мероприятия по борьбе с коррозией путем периодической замены фонтанных труб или снижения дебита скважин и бурения дополнительных скважин не исключают полностью процесс коррозии. Поэтому одновременно с этими мероприятиями должны быть проведены испытания различных ингибиторов ртутной коррозии.

 

6.10. ИЗМЕНЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО

РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ

Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с учетом определяющего фактора или сочетания факторов изменяется в процессе разработки месторождений. Изменения технологического режима обусловливаются либо изменением самого определяющего фактора, по которому устанавливался данный режим, либо возникновением и влиянием новых факторов, которые на данном этапе разработки из так называемых пассивных факторов переходят в активные. Технологический режим, устанавливаемый в начальной стадии разработки, должен обеспечить максимальный дебит скважин при заданной геолого-промысловой и технической характеристике пласта и скважины. Необходимость изменения установленного технологического режима обусловливается изменением характеристик пласта и скважин в процессе разработки, проведением определенных мероприятий, позволяющих увеличить производительность скважин, или ремонтно-профилактическими работами, нередко приводящими к снижению производительности. Необходимость изменения установленного технологического режима обосновывают, исходя из изменения факторов, по которым устанавливается технологический режим эксплуатации скважины в стадии эксплуатации месторождения.

В процессе эксплуатации месторождения необходимость изменения технологического режима возникает при следующих обстоятельствах:

1. При установлении технологического режима, когда определяющим фактором является подошвенная вода, допустимая предельная депрессия на пласт для заданной величины вскрытия пласта сама по себе является переменной величиной. С изменением плотностей воды и газа и уменьшением пластового давления величина допустимой депрессии линейно уменьшается. Следовательно, при наличии подошвенной воды, величина допустимой депрессии должна периодически снижаться в соответствии со снижением пластового давления. В ином случае установленная величина допустимой депрессии на пласт в начале разработки приводит к неизбежному подтягиванию конуса воды в скважину. Если на данном месторождении и конкретно в данной скважине технологический режим определяется на длительное время только по подошвенной воде, то необходимо учесть подъем поверхности контакта газ – вода. Это в свою очередь приведет к более интенсивному снижению производительности скважины. В нескольких, часто встречаемых случаях, необходимо изменять технологический режим, установленный по подошвенной воде. Это происходит, когда:

в скважине произведены ремонтно-изоляционные работы в виде установки цементных мостов, которые позволяют увеличить допустимую депрессию на пласт, следовательно, увеличить предельный безводный дебит скважины, или когда создана искусственная перегородка, позволяющая также существенно повысить производительность скважины или депрессию на пласт;

производительность скважины из-за плохих коллекторских свойств пласта весьма низкая и допускается превышение допустимой величины депрессии с одновременным притоком газа и воды с последующим удалением воды из скважины;

на фоне всех эксплуатируемых скважин и системы сбора газа по некото-573

рым скважинам, технологические режимы которых установлены исходя из наличия подошвенной воды, требуется повысить или понизить давление на устье скважины;

в скважине по необходимости производятся работы по подъему и спуску насосно-компрессорных труб или смене полностью или частично арматуры и эти работы приводят к изменению параметров пласта и скважины, следовательно, и к изменению технологического режима работы.

Все изменения технологического режима эксплуатации, независимо от того, чем они вызваны (изменением пластового давления, подъемом поверхности газ — вода, изменением плотности воды и газа, установкой цементных мостов или созданием искусственного непроницаемого экрана, величиной устьевого давления, подъемом насосно-компрессорных труб или другими причинами), должны быть предусмотрены проектом разработки месторождения, обоснованы расчетным путем с учетом расстояния от нижнего интервала перфорации до контакта газ — вода, параметров пласта, возможным темпом подъема поверхности газ — вода и падения пластового давления, необходимой высоты цементного моста и непроницаемого экрана и других параметров, используемых при расчете предельного безводного дебита с привлечением фактического материала, и должны контролироваться в процессе эксплуатации.

2. При установлении технологического режима, когда близость контурных вод является определяющим фактором, критерием выбора режима может служить несколько параметров, среди которых наиболее существенным является суммарный отбор газа из месторождения до прорыва воды в скважину. В принципе продвижение контурных вод к скважине связано с двумя показателями: общим истощением месторождения независимо от расположения скважин и, в частности, рассматриваемой скважины, в результате которого происходит внедрение в газовую залежь контурной воды; и созданием значительной депресси-онной воронки, влияющей на темп внедрения воды в зону дренирования. При сравнительно высоких темпах отбора газа из месторождения, что особенно возможно на месторождениях с малыми запасами, как правило, темп внедрения контурных вод несколько отстает от темпа отбора газа. Следовательно, для сравнительно однородного пласта (или нескольких пластов) в скважинах, расположенных в зонах, не представляющих опасности прорыва контурных вод, обеспечение максимального дебита (если другие факторы не ограничивают его величину) при установлении технологического режима является целесообразным. В то же время в скважинах, расположенных близко к контурной воде, ограничение депрессии с целью предотвращения преждевременного прорыва воды является необходимым условием. Величину депрессии в приконтурных скважинах в каждом конкретном месторождении и конкретной скважине выбирают расчетным путем, исходя из расстояния от устья скважины до контакта газ — вода, коллекторских свойств пласта и их изменения от скважины до контура пластового давления и других геолого-промысловых параметров. При наличии нескольких неоднородных пластов эти расчеты производят по наиболее опасному, с точки зрения быстрого прорыва контурной воды, пласту.

Возможные изменения технологического режима эксплуатации скважин, когда определяющим фактором является вероятность прорыва контурной воды, связаны с процессом продвижения контурной воды в процессе истощения, необходимостью ремонтно-профилактических работ на скважине, изменением устьевого давления, образованием гидратов при незначительных дебитах и т.д.

3. При определении технологического режима, когда устойчивость породы к разрушению является основным фактором, критерий технологического режи-574

ма эксплуатации скважин устанавливается в виде постоянного градиента давления, и его изменение в течение всего периода разработки не допускается. Если скважина вскрывает коллектор с весьма низкой устойчивостью пород к разрушению, то в процессе разработки требуется поддержать градиент постоянным до тех пор, пока не будут проведены определенные мероприятия по предотвращению разрушения пласта. Величина допустимого градиента для газоносных пластов с низкой устойчивостью к разрушению устанавливается на скважинах рассматриваемого месторождения в период опытно-промышленной эксплуатации. При проверке правильности выбранной величины градиента не допускается использование данных, базирующихся на результатах испытания скважин, полученных при кратковременных исследованиях. В большинстве случаев в рыхлых коллекторах практически при любой величине градиента происходит разрушение пласта. Однако при сравнительно продолжительной работе скважины на данном градиенте после выноса породы из зоны определенного радиуса распространения градиента разрушение пласта должно прекратиться в результате перемещения выбранного градиента от стенки скважины в глубь пласта и отсортировки выносимых частиц породы.

Изменение технологического режима эксплуатации скважин, установленного исходя из разрушения пласта при превышении допустимой величины градиента, может происходить при укреплении призабойной зоны специальными смолами, внедрении одновременно раздельной эксплуатации в случае много-пластовости, применении механических или гравийных фильтров, проведении ремонтно-профилактических работ скважинного или устьевого оборудования и др.

4. При установлении технологического режима, когда основным фактором является вскрытие пласта и гидродинамическое несовершенство скважины по степени и характеру. Тогда, если другие факторы, обусловливающие технологический режим эксплуатации скважин, не ставят ограничений ее производительности, изменение технологического режима является необходимостью только с точки зрения проведения промывки забоя скважины, СКО и его разновидностей. Если степень и характер вскрытия не обусловлены жесткими условиями при вскрытии пласта любыми промывочными растворами, то технологический режим устанавливается по мере дострела на перфорированной части фильтра и уплотнения перфорации до ее оптимальной величины.

С целью повышения производительности скважин в ряде случаев допускается открытый необсаженный забой или же спуск механических фильтров. Изменение технологического режима, связанное с вскрытием, необходимо также при системе эксплуатации сверху вниз или, наоборот, на многопластовых залежах.

5. При установлении технологического режима, когда основным фактором является наличие в составе газа коррозионно-активных компонентов, необходимость изменения технологического режима возникает, начиная с момента, когда дальнейшее увеличение диаметра насосно-компрессорных труб невозможно. При этом скорость потока газа не должна превышать определенной величины в любом сечении ствола скважины. Превышение допустимой величины скорости потока в этом случае оценивается как снятие фактора коррозии. Если в процессе эксплуатации скважины даже в начальный период разработки производится закачка антикоррозионного ингибитора, то изменение технологического режима эксплуатации также становится необходимостью. Технологический режим эксплуатации скважины при определяющем факторе, связанном с корро-зионно-активными компонентами в газе, подлежит изменению (кроме случаев

575

правильного выбора диаметра насосно-компрессорных труб до их максимально возможной величины и закачки ингибитора против коррозии) также в случаях, когда необходимо поддержать определенное устьевое давление и когда увеличение количества влаги в газе приводит к более интенсивной коррозии оборудования. Как правило, в процессе разработки по мере снижения парциального давления коррозионно-активного компонента интенсивность коррозии снижается.

6. Когда изменение технологического режима эксплуатации скважин обусловлено изменением коэффициентов фильтрационных сопротивлений, иными словами, изменением параметров пласта в призабойной зоне в результате очищения или загрязнения его в процессе разработки. Происходящее изменение параметров призабойной зоны выявляется периодическими исследованиями, проводимыми на скважинах. Если в зависимости от свойств пласта и флюида периодичность и характер изменения параметров призабойной зоны закономерны, то при проектировании разработки должен быть рекомендован такой технологический режим, который в среднем обеспечивал бы для заданного числа скважин плановый отбор газа из месторождения. На практике часто изменение установленного технологического режима происходит в скважинах, выносящих значительное количество жидких компонентов и твердых примесей при заданной конструкции скважины.

7. Когда изменение технологического режима эксплуатации скважины связано с многопластовостью. Эти изменения обусловливаются степенью истощения отдельных пластов в процессе разработки, применением системы одновременно раздельной эксплуатации скважин, изменением схемы сбора, очистки и осушки газа на промысле, необходимостью проведения изоляционных работ на одном из пластов и т.д.

8. Когда технологический режим устанавливали, исходя из влияния температуры на производительность скважин. В этом случае выбранный технологический режим, обеспечивающий безгидратный режим эксплуатации скважины, должен быть изменен, если:

производится ингибирование продукции скважины в стволе, т.е. дополнительные потери давления в пласте и в стволе скважины в результате подачи ингибитора исключают возможность образования гидратов;

система осушки газа обеспечивает необходимую температуру сепарации независимо от температуры поступающего из скважины газа;

в результате сравнительно длительной эксплуатации скважины (особенно в районах Крайнего Севера) произошло перераспределение температуры газа в среде, окружающей ствол скважины, и это дает возможность изменить технологический режим ее работы;

производится спуск забойных нагревателей или теплоизоляционных лифтовых труб, позволяющих изменить технологический режим эксплуатации скважины, обусловленный определенной величиной распределения температуры в призабойной зоне пласта, стволе и на устье скважины.

9. Когда изменение технологического режима работы скважины обусловлено накоплением и выносом столба жидкости или песчаной пробки на забое скважин.

В этом случае, если дальнейшие изменения в конструкции насосно-компрессорных труб исключены и поступающая из пласта конденсационная, пластовая вода или тяжелые компоненты углеводородов, переходящие в жидкое состояние в призабойной зоне и в стволе скважин, полностью не выносятся, то процесс накопления жидкостного столба приводит к изменению технологиче-576

ского режима. Столб жидкости, как правило, удаляют путем закачки в ствол скважины ПАВ или путем повышения депрессии и соответственно дебита скважин. Аналогичное изменение должно быть произведено при накоплении песчано-жидкостной пробки на забое скважины, приводящей к изоляции части работающего интервала. В том случае, когда образовалась жидкостная или песчаная пробка, в процессе их удаления путем изменения глубины спуска и диаметра насосно-компрессорных труб или применения механических средств по удалению образовавшейся пробки установление нового технологического режима является необходимостью.

10. Когда изменение технологического режима эксплуатации обусловлено необходимостью поддержания определенной величины устьевого давления или его изменением. В этом случае величина устьевого давления, а в некоторых случаях — давления в промысловом газосборном коллекторе, требует изменения технологического режима по части скважин. Определяющую величину давления на устье скважин, на входе промыслового пункта осушки и очистки газа или промыслового газосборного коллектора устанавливают, исходя из дебита скважины, параметров (длина, диаметр и т.д.) шлейфов (коллекторов), величины давления сепарации, давления на входе в компрессорную станцию и в начале газопровода. По известной заданной величине давления в одном из перечисленных узлов производятся расчеты для определения технологического режима эксплуатации скважин с учетом различных потерь давления от названного узла до пласта.

Выше были рассмотрены некоторые основные и часто встречаемые на практике случаи, когда изменение технологического режима становится необходимостью. Допуская, что существует еще ряд случаев, когда изменение технологического режима эксплуатации по тем или иным причинам также необходимо, отметим, что в настоящее время при проектировании разработки и составлении технологической схемы опытно-промышленной эксплуатации в большинстве случаев не всегда предусматривается необходимость изменения технологического режима газовых и газоконденсатных скважин. Технологический режим эксплуатации по некоторым определяющим факторам принципиально является переменной величиной. Несоблюдение установленного технологического режима и его изменения в процессе разработки работниками промыслов приводят к преждевременному выходу скважин из строя и бурению дополнительных скважин.

Наиболее часто при проектировании разработки газовых и газоконденсат-ных месторождений используются режимы постоянного градиента, постоянной депрессии или дебита, а также постоянного забойного давления. Причем, как правило, установленный в начальной стадии технологический режим (например, постоянной депрессии или дебита) в период падающей добычи заменяется постоянным устьевым давлением по части скважин, устьевые давления которых отличаются от давления основного эксплуатационного фонда. В дальнейшем эти скважины с момента ввода компрессорной станции нередко переводятся снова на падающее устьевое давление. Существенное снижение пластового давления, производительности скважин, увеличение количества влаги в газе, низкая скорость потока газа в стволе скважины и другие факторы требуют предварительной оценки и выдачи конкретных рекомендаций по режиму эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождений с учетом возможного применения плунжерных лифтов, ПАВ и т.д. для более надежной оценки добывной возможности каждой скважины или группы скважин и месторождения в целом.

577

Время перехода от одного технологического режима к другому в основном зависит от фактора или сочетания факторов, по которым устанавливался данный технологический режим, от стадии разработки залежи и от условия сбора и транспорта газа. Вопрос выбора технологического режима в зависимости от того или иного фактора, являющегося определяющим для данного месторождения, решается проектирующими организациями на базе имеющихся геолого-промысловых данных. Время перехода к новому режиму, зависящее от стадии разработки, диктуется темпом освоения рассматриваемого месторождения, потребностью народного хозяйства в газе по меньшей мере в данном районе, т.е. годовыми отборами, продолжительностью нарастающей, постоянной и падающей добычи. Кроме того, время изменения технологического режима связано с условиями сбора, т.е. с переводом от одной системы осушки к другой и начальными данными газопровода, соблюдение которых требуется весьма жестко.

В целом, при наличии возможности проведения прогнозных расчетов (в технологических схемах и проектах разработки) величин изменения пластового, забойного, устьевого давления и давления системы сбора, осушки и транспортировки газа, содержания и изменения во времени количества жидкости в газе, технологии эксплуатации скважин с известной конструкцией и других факторов – проектировщик обязан рекомендовать соответствующие сроки перехода от одного технологического режима работы на другой и определить критерии для выбора на каждой конкретной скважине правильного технологического режима работы.

Если это требование не будет выполняться, то на месторождениях могут произойти существенные отклонения проектных данных от фактической возможности промысла. Указанное выше положение касается временного или так называемого стадийного (в зависимости от периода разработки залежи) необходимого изменения технологического режима эксплуатации. Если же технологический режим установлен по какому-то из изложенных факторов, то в случае проведения ряда мероприятий в скважине или при неожиданных изменениях условий эксплуатации по различным причинам, необходимо текущее, в отдельных скважинах очень частое изменение технологического режима эксплуатации. Эта необходимость устанавливается по данным периодических исследований скважин или при проведении разных мероприятий в скважинах и корректируется в материалах по анализу разработки.

Из изложенного выше следует, что в процессе разработки происходит изменение технологического режима эксплуатации скважин. Эти изменения могут быть связаны как с самим фактором, по которому устанавливался данный режим, так и со стадией разработки и различными работами в скважине.

6.11. ВСКРЫТИЕ ПЛАСТА И КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН

Степень реализации естественных газоотдающих возможностей разрабатываемых залежей в значительной мере зависит от характеристики связи ствола скважины с продуктивным пластом. Поэтому к числу важных вопросов при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений отно-578

сится выбор условий вскрытия продуктивного разреза и оборудование забоев эксплуатационных скважин.

Метод вскрытия пласта, от которого зависит дебит скважины, обусловлен следующими факторами:

технологией вскрытия продуктивного разреза в процессе бурения;

степенью или полнотой вскрытия продуктивного разреза;

конструкцией забоя скважины, осуществляющей гидродинамическую связь ствола с продуктивным пластом.

Одним из основных условий вскрытия пласта является предотвращение влияния промывочной жидкости на продуктивную характеристику призабойной зоны. Проникновение промывочной жидкости в призабойную зону пласта, как правило, приводит к значительному ухудшению проницаемости призабойной зоны, от которой существенно зависит производительность скважины. Так, например, когда проницаемость призабойной зоны в 4 раза меньше проницаемости пласта, производительность скважины уменьшается более, чем вдвое. Если проницаемость призабойной зоны приближается к нулю, то дебит скважины также стремится к нулю, независимо от размера зоны с пониженной проницаемостью.

Для предотвращения влияния промывочной жидкости на проницаемость пласта необходимо исходить из реальных геологических условий и характеристики продуктивного разреза, выбрать наиболее технологические промывочные жидкости. В настоящее время при вскрытии нефтяных и газовых пластов применяются глинистые растворы (обычные и утяжеленные); безглинистые водные суспензии; растворы на углеводородной основе и газообразные (воздух или природный газ) агенты. Наибольшее распространение получил глинистый раствор, так как обладая малой вязкостью, подвижностью, устойчивостью к воздействию внешних агрессивных агентов, он является наиболее удобным при бурении. Однако при вскрытии продуктивных пластов глинистый раствор оказывает на них отрицательное действие:

из-за проникновения в пласт дисперсных глинистых частиц, особенно при вскрытии трещиноватых коллекторов;

в результате проникновения в пласт фильтрата раствора и образования на забое твердой глинистой корки;

при проникновении в продуктивный пласт воды, вызывающей набухание глин в коллекторах, содержащих глины в породообразующем материале.

Степень влияния глинистого раствора на продуктивную характеристику призабойной зоны зависит не только от характеристики пласта, но и от перепада давления (репрессии на пласт, создаваемой глинистым раствором) на пласт, времени воздействия на пласт, а также от состава воды.

Исследования по изучению восстановления проницаемости коллекторов показали, что применение пластовой воды при вскрытии пласта обеспечивает восстановление первоначальной проницаемости до 86 % по сравнению с ? 50 % при использовании пресной воды.

Восстановление проницаемости призабойной зоны в значительной мере зависит от количества и глубины проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласт. Анализ промысловых данных показывает, что глубина проникновения фильтрата может достигать значительных размеров. Например, на месторождении Русский Хутор радиус зоны проникновения фильтрата равен 1,7 м, а на Расшеватском 1,8–2,6 м.

Большое влияние на количество и глубину проникновения в пласт промывочной жидкости имеет репрессия на пласт в процессе его вскрытия. В ряде

579

Т аблиц а 6.6

Месторождение
Глубина скважины, м
Текущее пластовое давление, МПа
Гидростатическое давление глиняного раствора, МПа
Превышение давления раствора над пластовым, МПа

Каневское
Челябинское
Ленинградское
Старо-Минское
Кущевское
Крымовское
Майкопское
Березанское
Сердюковское
1700 2240 2200 2170 1500 2400 2850 2670 2700
11,77 12,66 14,71 16,00 11,67 21,60 18,70 15,18 16,93
19,55 25,80 25,30 24,95 17,50 27,60 32,80 30,70 31,00
7,78 13,14 10,59 8,95 5,83 6,00 14,10 15,52 14,07

случаев, репрессия бывает настолько велика, что приводит к гидроразрыву пласта, а, следовательно, проникновению в пласт большого количества промывочной жидкости.

Значительное превышение гидростатического давления столба глинистого раствора наблюдается при вскрытии и обработке истощенных пластов в хорошо дренированных коллекторах. В табл. 6.6 приведены данные по превышению гидростатического давления глинистого раствора по некоторым месторождениям Краснодарского края.

Влияние глинистого раствора при вскрытии и глушении на производительность газовых скважин может быть настолько большим, что первоначальную производительность не удается восстановить даже при увеличении депрессии на пласт в несколько раз. В табл. 6.7 приведены данные по дебитам некоторых скважин после капитального ремонта, а также сравниваются дебиты и депрессии на пласт после ремонта с их значениями до ремонта.

С учетом этих результатов необходимо обосновать параметры промывочной жидкости для вскрытия пласта и проведение ремонтных работ на любой стадии разработки газовых и газонефтяных месторождений. Наиболее часто для этой цели предлагаются облегченные промывочные жидкости на углеводородной основе, преимущество которых заключается в практически ничтожной фильтрации в пористые среды. Такие растворы невосприимчивы к внешним факторам, не оказывают отрицательного влияния на глинистые отложения. Опыт их применения для глушения скважин показал, что естественная проницаемость призабойной зоны сохраняется, а сроки освоения скважин после ремонта снижаются до минимума.

Т аблиц а 6.7

Месторождение
Номер скважины
До ремонта
После ремонта

Qг, тыс. м3/сут
Депрессия, МПа
Qг, тыс. м3/сут
Депрессия, МПа

Березанское Майкопское
Каневское
21 53 15 24 24
1
3 42
328 416 620 720 550 260 145 320
0,54 0,23 0,63 1,57 1,20 2,70 0,63 1,20
260 330 560 530 550 160 80 270
1,33 1,42 1,75 2,10 2,00 4,02 3,35 4,03

580

Одним из наиболее перспективных способов вскрытия продуктивных пластов является вскрытие с применением газообразных агентов. Имеющиеся литературные данные по вскрытию пластов с газообразным агентом показывают, что использование их приводит к увеличению показателей скорости бурения, сокращению времени освоения скважины и полному сохранению естественной продуктивной характеристики пласта.

Эти преимущества обусловили большую популярность данного способа за рубежом, и в настоящее время практически каждая фирма в той или иной степени использует его.

ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО РАЗРЕЗА ВЕРТИКАЛЬНЫМИ

СКВАЖИНАМИ

Производительность скважины должна быть обоснована для случая, когда несовершенство скважины по степени и характеру вскрытия как фактор, влияющий на ее величину в пределах возможного, практически исключено. Для этого требуется полное вскрытие всего продуктивного разреза. Оно возможно на месторождениях пластового типа, как, например, на центральной части месторождения Шатлык. Если месторождение массивного типа, то вскрытие пласта по степени всегда будет несовершенным, так как полное вскрытие в таких случаях приведет к обводнению подошвенной водой. Гидродинамическое несовершенство скважины проявляется в том, что в призабойной зоне пласта с конечной толщиной из-за вскрытия пласта нарушается радиальность фильтрации.

Влияние несовершенства вскрытия на производительность скважины связано с удлинением пути фильтрации и образованием дополнительных сопротивлений притока газа к скважине, который в случае двойного несовершенства описывается уравнением

рп2 л ~ vз2 = aQ + bQ2, (6.144)

где ^пл, рз — пластовое и забойное давления; Q — дебит скважины; а, Ь — коэффициенты фильтрационного сопротивления, определяемые по формулам

Ш^ат^ш

 

я 1 т

 

(6.145) (6.146)

где ц, z — коэффициенты вязкости и сверхсжимаемости газа; Tпл, Тст — пластовая и стандартная температура газа; К, I — коэффициенты и макрошероховатости пласта; h — эффективная толщина пласта; Rк, Rс — радиусы контура питания и скважины; С1, С3 — коэффициенты несовершенства, связанные со степенью вскрытия пласта; С2, C4 — коэффициенты несовершенства, связанные с характером вскрытия пласта.

С точки зрения создания наименьших дополнительных сопротивлений в призабойной зоне, наиболее совершенной конструкцией является полное вскрытие продуктивного пласта, не обсаженного обсадной колонной. На практике не часто встречаются случаи, когда скважина гидродинамически совершенна. При выборе конструкции забоя газовой скважины необходимо учитывать:

581

литолого-физическую характеристику пород призабойной зоны пласта;

толщину продуктивных горизонтов и величины их пластовых давлений;

состав и физико-химические свойства газа, нефти и воды;

условия вскрытия пропластков в процессе бурения, а также условиях их эксплуатации;

наличие подошвенной воды и близость краевых вод;

неоднородность газоносных (и нефтеносных при наличии оторочки) пластов.

Если предусмотрено освоение месторождения системой вертикальных несовершенных скважин, то должны быть обоснованы степень и характер ее несовершенства, в соответствии с принятым обоснованным решением о несовершенстве проектных эксплуатационных скважин. Расстояние от подошвы пласта (от газоводяного или газонефтяного контакта) до дна скважины определяется с учетом геологических особенностей залежи, устойчивости пород, последовательности залегания высоко- и низкопроницаемых пропластков, параметра анизотропии и других факторов. В соответствии с принятой величиной несовершенства рассчитываются коэффициенты несовершенства скважин.

Следует подчеркнуть, что из двух видов несовершенства, как правило, необходимо определить коэффициенты несовершенства только по степени вскрытия пласта, так как несовершенство по характеру вскрытия можно легко избежать путем увеличения числа перфорационных отверстий.

Для однородных пластов коэффициенты несовершенства по степени вскрытия С1 и С2 определяются по формулам, рекомендуемым в [93],

С1 = ln h/h + 1 - h ln =/г и C3=1h, (6.147)

Ac

где h = hbc/h, 8 = 1,611- h21 и Rc=Rc/h; кbc — вскрытая толщина пласта;

Rс — радиус скважины. Достоверность формулы (6.147) проверена экспериментами, результаты которых приведены в [104]. Естественно, что чем ниже вертикальная проницаемость, тем меньше участие в эксплуатации невскрытых пропластков. Влияние параметра анизотропии и неоднородности пропластков на производительность скважин показано на рис. 6.30 в безразмерных единицах, что позволяет использовать эти зависимости при проектировании месторождений с любой геологической характеристикой.

Для неоднородных залежей, неполностью вскрытых скважинами, аналитические зависимости не получены. Даже для двухпластовой, неоднородной по параметрам пластов залежи коэффициенты несовершенства по степени вскрытия определяются весьма приближенно, в зависимости от величины вскрытия. В частности, если вскрыта часть одного из пластов двухпластовой залежи, то коэффициенты несовершенства по степени вскрытия находят по формулам

C1 = ln------------L?к; c3 = (A±^J1 +-------1----- (6.148)

KA h2 \_\ \ + hc{1-RcRк)\

где К1, К2 и h1, h2 — соответственно проницаемости и толщины первого и второго пластов (в данном случае вскрыта часть пласта «1»).

Если один из пластов (в данном случае пласт «1») вскрыт полностью, то коэффициенты С1 и С3 определяют по формулам

582

Рис. 6.30. Зависимости относительного дебита вертикальной скважины

от вскрытия пласта: 1 – изотропного; 2 – анизотропного;

3 – двухслойного, снизу изотропного;

4 – трехслойного, в середине изотропного; 5 – трехслойного, в середине изотропного; 6 – при Kв = 0

Рис. 6.31. Зависимости относительного дебита вертикальной скважины от числа перфорационных отверстий при различных коэффициентах фильтрационного сопротивления (a) и разности квадратов пластового и забойного давлений от числа отвер-тий при различных относительных

дебитах: a: 1 – a = 0,3 и b = 0,1; 2 – aс = 10 и

bс = 0,001; a: 1 – Q = 0,7; 2 – Q =

= 0,6; 3 – Q = 0,4 (коэффициенты a = = 10 м и b = 0,1)

с

ln^1-----2 2 1------c/ кJ+ ср n

E1h1

(1-ftjfo + f2 ) ( 1-йbc у^ +й2 ) hKcl{h + h ) Kcl{h + h )

(6.149)

С,

h+h

{1-КЖК + К

\ \+h2{1-RcRк)

kcih + h) h\1-kcl{h + h)\

(6.150)

Если вскрыты полностью первый пласт и частично второй, то коэффициенты N1 и N3 вычисляют по формулам

583

_ Х„ -К, \\- A,J(A +&)]¦&/&, Cj = ln--------•=—pr—^—-------; (6.151)

11

C3=г------------------------г---------. (6.152)

Kc(h+h) «к/кc-[1-йbc/(Й1 + й2)]

Как было отмечено выше, коэффициенты несовершенства по характеру вскрытия зависят от: типа перфораторов, геометрических размеров перфорационных каналов, устойчивости пород и их фильтрационных характеристик. Они существенно изменяются при разрушении призабойной зоны при проведении работ по интенсификации притока газа к забою и т.д. Степень влияния числа перфорационных отверстий п на величину депрессии на пласт и на дебит скважины при известных коэффициентах фильтрационного сопротивления показана на рис. 6.31, а, б.

Вопрос о характере влияния на производительность скважин коэффициентов С2 и d полностью снимается при открытом забое скважины. Но открытый забой рекомендуется тогда, когда призабойная зона сложена из устойчивых к разрушению пород (сцементированные песчаники, трещиноватые известняки, доломиты и т.д.). Существенное значение при вскрытии пласта с открытым забоем имеет правильный выбор промывочной жидкости. Наиболее желательным является вскрытие пласта с помощью газообразных агентов, чтобы не создавать дополнительных сопротивлений в результате закупоривания трещин и фильтрационных каналов призабойной зоны. В результате неправильного вскрытия, открытый забой может иметь несовершенство, когда газ движется не по всей поверхности, а только по тем каналам, которые не закупорены фильтратом промывочной жидкости.

Связь пласта с забоем значительно ухудшается, независимо от отсутствия обсадной колонны, цементного камня и перфорационных каналов, в скважинах с открытым стволом в пределах продуктивного пласта, если создается значительная депрессия на пласт. Промысловые и лабораторные опыты показывают (особенно при вскрытии трещиноватых коллекторов) на существенное снижение коэффициента проницаемости при снижении давления на забое скважины.

Если скважины вскрывают неустойчивые пласты, то в проекте необходимо предусмотреть готовые фильтры в пределах интервала перфорации. При этом могут быть использованы щелевые, проволочные, керамические и другие виды фильтров. Скважины, оборудованные готовым фильтром, наиболее близки к совершенной по характеру вскрытия (не считая скважин с открытым забоем). Однако следует учесть, что если газ содержит агрессивные компоненты, то металлические детали должны быть изготовлены в антикоррозионном исполнении.

Наиболее распространенной конструкцией забоя в газовых и газоконден-сатных скважинах является зацементированная колонна с последующей перфорацией, пулевыми, кумулятивными и торпедными перфораторами. Наиболее надежным с точки зрения предохранения забоя от повреждений и имеющим большую пробивную способность является кумулятивный перфоратор. Удельный вес кумулятивной перфорации в настоящее время превышает 80 % от общего объема перфорационных работ.

Один из лучших способов вскрытия пласта - гидропескоструйная перфорация, но из-за технологических трудностей осуществления она не получила широкого распространения.

584

ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО РАЗРЕЗА ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ

СКВАЖИНАМИ

При прогнозировании показателей разработки вертикальными скважинами вопрос о вскрытии продуктивного разреза рассматривается с позиции отработки всех пропластков с учетом наличия гидродинамической связи между ними, опасности обводнения скважин подошвенной водой, состава добываемой продукции по толщине залежи и т.д. При этом не рассматривается вопрос о направлении ствола, предполагается, что ствол будет строго вертикальным или наклонным (если скважины размещены кустами).

Освоение газовых и газонефтяных месторождений системой горизонтальных скважин предъявляет к вскрытию продуктивного разреза дополнительные требования:

наличие в обязательном порядке вертикальной проницаемости не только в пределах гидродинамической связи между пропластками, но даже в пределах вскрываемого горизонтальным стволом пропластка;

направление горизонтального ствола в пределах продуктивного разреза, имеющее важное значение для устойчивой эксплуатации скважин без осложнений.

Эти требования обусловлены, как правило, тем, что вскрываемые горизонтальными скважинами пласты низкопроницаемые и малопродуктивные и освоение таких залежей вертикальными скважинами нецелесообразно по экономическим показателям.

Вскрытие газовых и газонефтяных месторождений горизонтальными скважинами необходимо обосновать, исходя из:

одновременности вовлечения в разработку всех пропластков;

равномерности дренирования залежи по площади;

безводной эксплуатации скважины в течение всего периода разработки залежи;

необходимости предотвращения возможности образования песчано-жидкостных пробок;

безгазовой эксплуатации нефтяных оторочек;

необходимости вскрытия одного или нескольких пропластков при освоении многопластовых неоднородных наклонных пластов и т.д.

Возможные варианты вскрытия газовых и газонефтяных месторождений горизонтальными скважинами и распределение забойного давления и дебита при различных конструкциях скважин показаны на рис. 6.32, a—a. На рис. 6.32, a приведена схема стандартного горизонтального ствола без оборудования фонтанных труб. При такой конструкции минимальное забойное давление будет у сечения ствола, переходящего из вертикального положения в горизонтальное. Накопление дебита, начиная от торца ствола, и движение потока в сторону вертикальной части ствола приводит к росту потерь давления по горизонтальной части ствола. Поэтому зависимости Q и pз от L (см. рис. 6.32, a) следует, что при L = 0 забойное давление будет минимальным (в пределах горизонтальной части ствола), а дебит максимальным.

На рис. 6.32, a показана схема стандартной горизонтальной скважины, оборудованной частично фонтанными трубами, и распределение давления на забое и дебита вдоль горизонтального ствола. Как видно из этого рисунка, из-за потерь давления в затрубном пространств и в зоне от башмака фонтанных труб до торца скважины минимальное забойное давление в отличие от предыдущего варианта (см. рис. 6.32, a) (горизонтальный ствол не оборудован фонтанными

585

Рис. 6.32. Вскрытия газовых залежей горизонтальными скважинами:

а - с горизонтальным стволом без фонтанных труб; б - с частично оборудованным трубами горизонтальным стволом; в - полностью оборудованным фонтанными трубами горизонтальным стволом; г и д - профили горизонтальных стволов, не оборудованных и частично оборудованных фонтанными трубами, обеспечивающие вынос твердых и жидких примесей в продукции скважин

 

трубами) переместилось к башмаку фонтанных труб. Эта особенность горизонтального ствола позволяет в зависимости от дебита и диаметров и длин обсадных колонн и фонтанных труб отвести от зоны вертикальной части ствола минимальное забойное давление на любое расстояние. Если учесть, что в настоящее время длина горизонтального ствола составляет несколько тысяч метров, то нетрудно создать такую длину горизонтального ствола, которая позволила бы отвести максимальную депрессию на пласт на несколько километров в сторону, что очень важно при бурении нескольких скважин из одного куста или из одной платформы в морских условиях.

На рис. 6.32, в приведены схема конструкции горизонтального ствола, оборудованного практически до торца фонтанными трубами, и соответствующие этой схеме распределения забойного давления и дебита скважины. Эта схема аналогична схеме, показанной на рис. 6.32, б и отличается от нее только тем, что L1, т.е. длина спуска фонтанных труб, практически равна длине горизонтальной части ствола L. Такая схема позволяет в некоторой степени улучшить условие выноса примесей, поступающих в ствол вместе с газом.

На рис. 6.32, г и д показаны профили горизонтальных стволов, оборудованных фонтанными трубами (рис. 6.32, д) и без них (рис. 6.32, г). Такие конструкции также позволяют улучшить условия выноса примесей из горизонтальной части ствола. В случае варианта «г» примеси, поступающие к горизонтальному стволу, стекают к сечению, где находится башмак фонтанных труб, а оттуда суммарным потоком Осум = Озаб + Ql-ц по фонтанным трубам выносятся на поверхность.

Как было отмечено выше, одной из отличительных черт горизонтальных скважин от вертикальных является несовершенство горизонтальных нефтяных и газовых скважин. Для горизонтальных скважин несовершенство по степени вскрытия пласта по толщине носит условный характер. Несовершенство горизонтальной скважины по толщине следует понимать как симметричное или асимметричное расположение горизонтального ствола по толщине продуктивного разреза. Теоретическим оптимальным расположением горизонтального ствола по толщине считается его симметричное положение относительно кровли и подошвы пласта. При вскрытии изотропного пласта горизонтальным стволом, симметрично расположенным по толщине, скважина дает максимальный дебит. Перемещение ствола ближе к кровле или подошве пласта сопровождается снижением дебита при одинаковых депрессиях на пласт, конструкциях горизонтального ствола относительно дебита, получаемого при симметричном расположении ствола. Причем для пластов небольшой толщины (-50 м) влияние симметричности расположения ствола на дебит незначительно (около 7 %). С увеличением толщины пласта влияние асимметрического расположения горизонтального ствола на производительность увеличивается.

Для горизонтальных скважин более существенным с позиции несовершенства вскрытия пласта для их производительности оказывается несовершенство по вскрытию в плане зоны, дренируемой горизонтальным стволом. К настоящему времени предложено три варианта формы зоны, дренируемой горизонтальной нефтяной скважиной (рис. 6.33, а, б, в), для которых получены приближенные расчетные формулы, позволяющие определить дебит горизонтальных нефтяных скважин, и только одна форма зоны дренирования горизонтальными газовыми скважинами, показанная на рис. 6.33, в. Производительность горизонтальной скважины с длиной ствола Lск, дренирующей полосообразный пласт длиной L, существенно зависит от отношения 1 =Lск/L. Аналитические формулы для определения влияния несовершенства в плане вскрытия зоны

587

Рис. 6.33. Схемы зоны влияния работы

горизонтальной скважины, принятые при

решении задачи фильтрации жидкости к

горизонтальному стволу:

а - круговая; б - эллиптическая; в - прямоугольная

дренирования на производительность горизонтальных газовых и нефтяных скважин к настоящему времени не предложены. Не предложены и формулы для определения коэффициентов несовершенства по вскрытию в плане, аналогов коэффициентов С1 и С3 для вертикальных скважин.

Такие формулы могут быть получены для простых геометрических форм зоны дренирования, например, для круга. Однако мало вероятно, что форма зоны дренирования будет круглой. Для этого длина горизонтального ствола должна быть весьма ограниченной, а потери давления в горизонтальной части ствола незначительными. В противном случае на форму зоны дренирования будет влиять изменение забойного давления по горизонтальному стволу.

Влияние несовершенства горизонтального ствола в плане на дебит может быть учтено путем использования результатов численного решения задач о фильтрации газа и нефти к горизонтальной скважине, позволяющих учитывать естественные формы зоны дренирования, неоднородность и анизотропность пластов. Результаты численного решения, полученные на геолого-математических моделях фрагментов нефтяных и газовых месторождений в безразмерных

координатах в виде зависимостей Q от k \ L = Lск/L и Q = Q(Lск)/Q(L) , показаны на рис. 6.34 и 6.35 для изотропных, анизотропных и многослойных пластов при различных «радиусах» контура питания. Принятое условное понятие «радиус» контура питания представляет собой половину расстояния между двумя горизонтальными стволами и выражено через RY = R^/L. Зависимости,

показанные на этих рисунках, должны быть использованы при определении проектных дебитов нефтяных и газовых скважин по формулам, полученным

588

Рис. 6.34. Зависимости относительного дебита Q от относительного вскрытия газоносного пласта вертикальной (1) и горизонтальной скважиной (2–7) для различных безразмерных радиусов контура питания

Рис. 6.35. Зависимости относительного дебита горизонтальной нефтяной скважины от относительного вскрытия в плане полосообразного пласта:

1 – ki > ki+1 e Re = 1400 i;

2 – k1–7 = 0,1 iei2; 3 – k1–7 = = 0,5 iei2; 4 – k1–7 = = 0,1 iei2; 5 – k1–7 = = 0,1 iei2 e Re = 175; 6 –

ki < ki+1 e Re = 350 i

 

для полосообразного пласта, вскрытого симметрично расположенным горизонтальным стволом, относительно толщины пласта и «радиуса» контура питания. Размеры полосообразного пласта, приходящегося на долю проектной горизонтальной скважины, должны быть определены из структурной карты с размещенными по площади структуры проектными горизонтальными скважинами. Естественно, что если каждая проектная горизонтальная скважина будет полностью вскрывать (в плане) приходящийся на ее долю полосообразный пласт, то производительность ее будет максимальной. В целом же общая длина горизонтального ствола нефтяных и газовых скважин должна быть установлена путем оптимизационных расчетов длины горизонтального ствола с учетом геологической характеристики залежи.

6.12. ВСКРЫТИЕ МНОГОСЛОЙНЫХ

НЕОДНОРОДНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ

При решении вопроса, связанного с вскрытием многослойного неоднородного пласта горизонтальными стволами, необходимо исходить из того, какая зависимость между производительностью горизонтальных скважин, вскрываемыми пропластками, параметрами анизотропии этих пропластков, последовательностью их залегания, углом падения газоносных пропластков и расположением горизонтального ствола.

На многопластовых неоднородных залежах с подошвенной водой при хорошей гидродинамической связи между пропластками возможны два варианта расположения горизонтального ствола:

1. С позиции получения максимального дебита при заданной депрессии на пласт. Если опасность обводнения подошвенной водой невелика, то следует горизонтальный ствол расположить симметрично по толщине продуктивного пласта.

2. С позиции получения устойчивого безводного дебита. Горизонтальный ствол следует расположить ближе к кровле продуктивного разреза, что позволит увеличить допустимую депрессию на пласт или же, при разумном ограничении значения депрессии на пласт, продлить срок безводной эксплуатации скважины.

Схематично предлагаемые варианты вскрытия многопластовой неоднородной залежи с подошвенной водой показаны на рис. 6.36, a и a (вскрытие горизонтальных пластов) и рис. 6.37 (вскрытие наклонных пластов). При вскрытии многослойных горизонтальных пластов существует только один возможный вариант — перемещение горизонтального пласта ближе к кровле. При этом снижение дебита (при заданной депрессии на пласт) зависит от толщины пласта. При сравнительно малых толщинах газоносного пласта потери в дебите сравнительно небольшие. Так, например, на одном из месторождений Республики Саха, при толщине залежи h = 20 м снижение дебита за счет передвижения горизонтального ствола к кровле составляет ? 7 %. С ростом толщины потери дебита за счет асимметрии расположения горизонтального ствола по толщине увеличиваются. Особенно существенное снижение дебита происходит в

590

Рис. 6.36. Схема вскрытия газоносного пласта с подошвенной водой горизонтальной скважиной и

образование конуса подошвенной воды:

а - при отсутствии в горизонтальном стволе фонтанных труб; б - при частичном оборудовании горизонтального ствола фонтанными трубами

том случае, когда параметр анизотропии I < 0,01 и низкопроницаемые пропла-стки расположены ближе к кровле. Влияние перемещения горизонтального ствола относительно середины газоносной толщины будет рассмотрено при обосновании технологического режима работы горизонтальных скважин, а также в разделе, посвященном степени истощения каждого высоко- и низкопроницаемого пропластка.

На рис. 6.37 показаны схемы вскрытия многослойного неоднородного наклонного пласта для двух вариантов расположения ствола. В варианте «а» ствол скважины вскрывает верхний пропласток по оси у. В этом случае опасность обводнения намного меньше, чем во всех остальных возможных вариантах расположения горизонтального ствола. Однако если вертикальные проницаемости пропластков незначительные, то дебиты скважин при таком расположении могут оказаться очень низкими.

Рис. 6.37. Схема вскрытия многослойного наклонного пласта горизонтальной скважиной

591

Поэтому проектировщик должен предусмотреть вскрытие всех пропласт-ков с учетом возможности опережающего продвижения краевой воды по высокопроницаемым пропласткам. При этом должны прогнозироваться межпластовые перетоки. Степень истощения каждого из пропластков зависит не только от межпластовых перетоков, но и от длины горизонтального ствола, вскрывшего каждый из пропластков. Длина вскрытия каждого из пропластков зависит от угла наклона горизонтального ствола, точнее, от профиля ствола.

Современная технология бурения горизонтальных скважин позволяет создавать самые различные профили горизонтального ствола. Кроме того, при вскрытии пласта горизонтальными скважинами на различных участках залежи профили вскрытия могут быть и должны быть выбраны, исходя из геологической особенности залежи на отдельных участках.

6.13. ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН

В основу выбора конструкции скважин для освоения газовых месторождений должно быть заложено два главных условия:

герметичность, устойчивость колонны и вскрытие пласта;

обеспечение ожидаемых дебитов с минимальными потерями давления в стволе и выносом примесей в составе добываемой продукции.

К конструкции скважины относятся фонтанная арматура, колонная головка, обсадные и фонтанные трубы, фильтровая часть, клапаны ингибиторный, циркуляционный, отсекатель, пакер, хвостовик. Эти элементы обосновываются с позиции эксплуатационных характеристик скважины. С позиции герметичности и устойчивости скважин элементы, входящие в понятие «конструкция скважины», обосновываются специалистом по бурению исходя из геологических особенностей разреза.

При обосновании конструкции эксплуатационных газовых и газоконден-сатных скважин необходимо учесть:

геологические особенности разреза горных пород в районе расположения месторождения;

наличие водоносных пластов в разрезе;

наличие подошвенной воды (нефтяной оторочки);

устойчивость коллекторов в пределах этажа газоносности;

наличие в составе газа коррозионно-активных компонентов: СО2, Н2S, ртуть и др.;

величину пластового давления;

продуктивность газоносных коллекторов;

однородность продуктивного разреза и последовательность залегания высоко- и низкопроницаемых пропластков и гидродинамическую связь между ними;

наличие многолетнемерзлых слоев в среде, окружающей ствол скважины;

содержание конденсата в газе и другие факторы.

Если месторождение осваивается системой горизонтальных скважин, то к перечисленным факторам добавляются обоснование радиуса кривизны для перехода ствола от вертикального к горизонтальному положению, длина горизонтальной части ствола, обеспечение выноса примесей из затрубного пространства к башмаку фонтанных труб и далее по этим трубам до устья скважины. При

592

этом необходимо обосновать работоспособность участка от башмака фонтанных труб до торца скважины, решить вопрос о центрации пролежания фонтанных труб и распределении давления в пласте в зависимости от конструкции скважины и т.д.

В отличие от нефтяных скважин заколонное пространство всех колонн в газовых и газоконденсатных скважинах цементируется практически до устья. Герметичность газовых и газоконденсатных скважин является обязательным условием для их принятия в эксплуатационный фонд. Если это условие не соблюдено, то возникает опасность утечки газа, что создает взрывоопасную ситуацию. В практике освоения газовых месторождений известны случаи, когда из-за газопроявления вследствие негерметичности скважин или нарушения технологии бурения в процессе освоения залежи были переселены населенные пункты.

Устойчивость и герметичность скважин существенно зависят от наличия многолетнемерзлых грунтов. Наличие мерзлоты значительной мощности в северо-восточных районах Российской Федерации снижает устойчивость технических, промежуточных и эксплуатационных колонн и скважин в целом в результате растепления прискважинной зоны в процессе ее эксплуатации.

Как правило, температура потока газа в стволе скважины намного выше температуры мерзлых пород, окружающих ствол. Поэтому происходит оттаивание прискважинной зоны, что приводит к нарушению цементирующей связи между цементным камнем и мерзлыми породами. В результате ствол скважины оказывается оторванным от горных пород.

Избежать этого явления можно только при создании хорошо теплоизолированных технических, промежуточных и эксплуатационных колон. В конце 60-х гг. 20 в. были проведены научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы по созданию теплоизолированных труб для бурения скважин в северных и северо-восточных районах, где распространены многолетне-мерзлые породы. Однако несмотря на создание опытных образцов таких труб, не было налажено их промышленное производство.

Поэтому в настоящее время во избежание вибрации устья газовых скважин на севере Тюменской области используют цементный раствор для их крепления на «бункере».

С позиции технологии добычи газа наличие мерзлоты в определенной степени обусловливает необходимость ингибирования скважин против гидратооб-разования. С наличием мерзлоты, развитой до сравнительно больших глубин, связана низкая температура газа в пласте. Так, например, на Среднеботуобин-ском газонефтяном месторождении Республики Саха (Якутия) на глубине ? 2000 м температура газа равна 120 °С. В таких условиях гидраты образуются не только в стволе скважины, но и в призабойной зоне пласта в результате создания депрессии на пласт. Проходя через зону мерзлоты толщиной до 1300 м, газ с учетом снижения его температуры и за счет создания депрессии на пласт приобретает практически отрицательную температуру у устья скважины.

При проектировании разработки газовых и газонефтяных месторождений задачи, связанные с герметичностью и устойчивостью скважин, вскрытием пласта, оборудованием скважин, решаются специалистами, привлеченными к проектированию по бурению. При этом обоснование диаметра обсадной колонны и глубины ее спуска, решение вопросов состояния забоя (открытый или перекрытый обсадной колонной, центрированный, а затем перфорированный с указанием типа перфоратора) осуществляются технологом по режимам эксплуатации скважин, исходя из ожидаемого дебита скважин.

593

Хорошим примером привязки диаметров обсадной колонны и фонтанных труб к производительности скважин является, выбранная для месторождений Медвежье, Уренгойское, Ямбургское и других конструкция скважин, когда большие дебиты (около 1 млн. м3/сут) не вызывают существенных потерь давления в стволе, так как диаметр обсадной колонны равен 0,2 м, а фонтанных труб – 0,15 м. По параметрам труб конструкция скважин этих месторождений аналогов в мире не имеет.

ВЫБОР ДИАМЕТРА ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

Прежде всего, выбираемый в проекте диаметр эксплуатационной (обсадной) колонны должен позволять спуск в скважину фонтанных труб такой конструкции, при которой будут иметь место минимальные потери давления при движении газа по стволу скважины и одновременно будет обеспечиваться вынос поступающих на забой жидких и твердых примесей. Для выноса примесей необходима на любом сечении по стволу скорость, превышающая 5 м/с. Такая скорость не только обеспечивает минимальные потери и надежную эксплуатацию скважины без осложнений, но и гарантирует минимальный коррозионно-эрозионный процесс в стволе.

В зависимости от геологических условий на месторождении, т.е. в зависимости от устойчивости пород к разрушению, от наличия подошвенной воды, от неоднородности пласта и последовательности залегания высоко и низкопроницаемых пропластков, их вскрытия и гидродинамической связи между пластами, в проекте должна быть выбрана одна из четырех конструкций, показанных на рис. 6.38, если месторождение осваивается системой вертикальных скважин. Вариант а следует выбрать тогда, когда пласт устойчив к разрушению и отсутствует опасность обводнения скважины подошвенной водой. При проектировании разработки в пределах одного месторождения может иметь место несколько конструкций. Так, например, на месторождении Шатлык в пределах купольной и приконтурной частей залежи приняты конструкции в и г соответственно.

В случае когда на разные пачки пропластков пробурены различные сетки скважин с целью одновременного вовлечения в разработку всех запасов на месторождении, должны быть выбраны различные типы конструкций. В частности, на Оренбургском газоконденсатном месторождении были использованы практически все четыре разновидности вскрытия пласта.

Если продуктивный пласт неустойчив к разрушению, то он перекрывается обсадной колонной, а затем цементируется и перфорируется. Тип перфоратора и число отверстий обязан выбрать проектировщик исходя из влияния характера вскрытия на производительность скважины при заданной депрессии на пласт. На рис. 6.30 и 6.31 показаны зависимости Ар2 и относительного дебита Q газовых скважин от числа перфорации п для заданных коэффициентов фильтрационного сопротивления а и Ь. Принятые в настоящее время методы вскрытия в зависимости от числа отверстий практически не снижают производительность скважины. Поэтому при проектировании разработки газовых месторождений особых трудностей, связанных с характером вскрытия пласта, не возникает. Тем не менее для устойчивых коллекторов целесообразнее иметь скважину с открытым стволом в пределах продуктивного разреза. Такие конструкции использованы на Оренбургском газоконденсатном месторождении (см. рис. 6.38, а и б).

594

Рис. 6.38. Схемы вскрытия пласта скважиной:

а - б - полное и частичное без обсадной ко-колонны; в - г - то же с перфорацией

Рис. 6.39. Схемы конструкций газовых

скважин: a – теоретическая с коническим сечением одноступенчатая; a – двухступенчатая

В любом случае каждый из вариантов, показанных на рис. 6.38, должен обеспечить вынос на поверхность твердых и жидких примесей, поступающих вместе с газом на забой скважины.

Экспериментально и промысловыми исследованиями установлено, что минимальная скорость для выноса примесей должна быть ? 5 м/с.

Эта скорость определяется по формуле

v ? 0, 52QzзTз/dв2pз,

(6.153)

где Q — дебит скважины, тыс. м3/сут; zз — коэффициент сверхсжимаемости газа на забое, т.е. при pз и Oз; Oз — забойная температура, К; pз — забойное давление, Па; dв — внутренний диаметр труб, по которым движется поток газа, см.

При допустимой минимальной скорости vмин = 5 м/с для определения диаметра, обеспечивающего работу скважины без образования песчаной пробки или столба жидкости, должна быть использована формула

dв = [0,102QzзTз/pз]0

(6.154)

595

Выбранный таким способом диаметр должен обеспечить вынос примесей, начиная от сечения торца скважины. Такой случай возможен только при спуске фонтанных труб практически до дна скважины. Величина Q устанавливается по результатам исследования скважины, которой соответствуют определенные

Рз и Тз.

Если подсчитанный по формуле (6.154) диаметр окажется меньше фактического (а в большинстве случаев так бывает), то необходимо предусмотреть спуск фонтанных труб до нижней границы интервала перфорации. Такая конструкция должна быть выбрана во всех вариантах, за исключением варианта г (см. рис. 6.38).

Не менее важным предназначением обсадной колонны является обеспечение спуска таких фонтанных труб, при которых потери давления при движении газа по стволу были бы минимальными. Однако при поиске оптимального диаметра фонтанных труб необходимо исходить не только от минимизации потерь давления, но и из минимальной скорости потока газа, при которой обеспечивается вынос. Так как для выноса примесей требуется скорость потока > 5 м/с, то оптимальным вариантом по величине диаметра фонтанных труб было бы сохранение этой скорости от забоя до устья скважины.

Для создания условия v = 5 м/с = сonst необходимы фонтанные трубы конической формы, как это показано на рис. 6.39, а. В реальных условиях для снижения потерь давления в стволе вместо конструкции с фонтанными трубами конической формы следует использовать ступенчатую колонну. На рис. 6.39, б показана однорядная двухступенчатая конструкция фонтанных труб. Число ступеней и глубина их спуска определяются с учетом диаметра обсадной колонны, глубины залегания пласта, производительности скважины и состава добываемой продукции.

ВЫБОР ДИАМЕТРА И ГЛУБИНЫ СПУСКА ФОНТАННЫХ ТРУБ

При приближенном методе прогнозирования показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений имеет место определенная последовательность расчета. В соответствии с этой последовательностью до выбора конструкции фонтанных труб обосновывается технологический режим эксплуатации скважинами или, другими словами, производительность проектных скважин с учетом возможности деформации и разрушения призабойной зоны, образования песчано-жидкостных пробок, гидратов, конуса подошвенной воды и т.д. Поэтому при обосновании конструкции скважины считается, что дебит и забойное давление проектной скважины, наличие примесей в продукции и изменение перечисленных величин в процессе разработки известны. Исходя из этих величин и необходимости получения определенного значения устьевого давления, нужно отыскать рациональную конструкцию фонтанных труб.

При выборе конструкции проектных скважин наряду с необходимостью обеспечения минимальных потерь давления в стволе и удаления твердых и жидких примесей требуется и минимум металлозатрат.

Конструкция фонтанных труб выбирается путем проведения газодинамических расчетов; при этом используется уравнение движения газа по вертикальным, наклонным и горизонтальным трубам. В зависимости от конструкции скважины — вертикальная, наклонная или горизонтальная, состава добываемой продукции и его изменения по стволу должны быть использованы различные

596

уравнения, связывающие диаметр и длину труб с дебитом газа, забойным и устьевым давлениями с учетом изменения температуры газа от забоя до устья скважины. Причем понятие «забойное давление» приобретает особое значение для горизонтальных скважин, а также вертикальных скважин, вскрывших продуктивный разрез толщиной несколько сотен метров.

Диаметр фонтанных труб, так же как и диаметр эксплуатационной колонны, выбирается исходя из условий, связанных с потерями давления и выносом примесей, поступающих в ствол вместе с газом. Отличительной особенностью выбора конструкции фонтанных труб является то, что в большинстве случаев как в вертикальных, так и в горизонтальных скважинах необходимо обеспечить названные выше условия и в трубном, и в затрубном пространствах.

ВЫБОР ДИАМЕТРА ФОНТАННЫХ ТРУБ В ВЕРТИКАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ

Для выбора максимально допустимого диаметра фонтанных труб, обеспечивающего вынос примесей, следует пользоваться формулой (6.154). Так как формула (6.154) написана для башмака фонтанных труб, где p = pз, а от башмака до устья давление снижается, то естественно, что при постоянном диаметре фонтанных труб скорость движения будет v > 5 м/с. Предлагаемый метод выбора диаметра фонтанных труб справедлив только для них. Если они спущены до кровли продуктивного пласта, точнее, до верхней границы интервала перфорации, то условия выноса должны быть обеспечены исходя из диаметра обсадной колонны, начиная от нижней границы интервала перфорации.

Если фонтанные трубы частично перекрывают интервал перфорации, то конструкция скважины (т.е. диаметры обсадных колонн и фонтанных труб, а также длина перекрытого фонтанными трубами интервала) должна удовлетворять условиям выноса примесей и минимума потерь давления как в затрубном пространстве, так и по самим фонтанным трубам.

При выборе диаметра фонтанных труб следует исходить из того, что забойное давление известно. Причем принимаемое за известное значение забойного давления устанавливается исходя из выбранного технологического режима работы скважины, независимо от того, каким методом (аналитическим или численным) прогнозируются показатели разработки месторождения. Величина забойного давления, обусловленного выбранными критериями технологических режимов работы скважины в виде: градиента давления, депрессии на пласт, заданного дебита и т.д., как правило, считается постоянной. Однако для продуктивных пластов с большой толщиной (несколько сотен метров) забойное давление не может быть постоянной величиной. Обычно в проектах разработки используют два наиболее часто распространенных варианта: забойное давление на середине этажа газоносности и давление у башмака фонтанных труб. В условиях разрушения призабойной зоны и возможности образования песчаных пробок башмак фонтанных труб должен находиться вблизи нижней границы интервала перфорации. При сравнительно больших дебитах скважин и толщинах продуктивного интервала спуск фонтанных труб практически до нижних отверстий интервала перфорации приводит к значительным потерям давления либо в за-трубном пространстве, либо в самих трубах, а в ряде случаев – в обоих пространствах. Для снижения ожидаемых потерь давления как в затрубном пространстве, так и в фонтанных трубах, когда они спущены до нижних отверстий, необходимо обосновать диаметр обсадных колонн.

597

Определение забойного давления и его потерь в затрубном пространстве (т.е. от верхней границы интервала перфорации до башмака фонтанных труб; от торца скважины, точнее, от нижней границы интервала перфорации до башмака) и в фонтанных трубах осуществляется следующим образом.

1. По известному забойному давлению, значение которого устанавливается технологическим режимом работы проектной скважины, рассчитывается давление на уровне верхнего интервала перфорации, используя формулу

^зат = {рб2ашe2 " бзатй2)0,5 , (6.155)

где рзат - затрубное давление у верхней границы интервала перфорации;

s = 0,03415рЯзат /zcр Гср, (6.156)

где Дзат — расстояние от верхней границы интервала до башмака фонтанных труб; zср - средний коэффициент сверхсжимаемости в интервале от верхней границы интервала перфорации до башмака фонтанных труб; Гср - средняя температура в этой же зоне.

6 = 1,377Х z2 Г2 (e2s - 1)/dэ2 к, (6.157)

где Хзат — коэффициент гидравлического сопротивления затрубного пространства, определяемый по [85]; йэк - эквивалентный диаметр затрубного пространства, который определяется по формуле

dэк = (D2об с -d2н)0,5, (6.158)

где Dобс и dн - внутренний диаметр обсадной колонны и внешний диаметр фонтанных труб. В формуле (6.155) для определения рзат следует пользоваться переменной величиной дебита от верхней границы интервала перфорации до башмака фонтанных труб. При известных пластовом давлении и давлении у башмака распределение дебита в указанном интервале будет иметь вид, показанный на рис. 6.40 линией 2. Для приближенных расчетов это распределение может быть заменено линейной зависимостью, показанной линией 1 на этом же рисунке. При разбивке интервала Дзат на одинаковые участки АНзат = Нзап/п, где п — число участков, потери будут интенсивно расти от верхней границы интервала перфорации к башмаку фонтанных труб, так как они вызваны величиной дебита, суммируемого от участка к участку по принципу: дебит 1-го участка — Q1; 2-го участка — Q2с = Q1 + Q2; 3-го участка — Q3с = Q1 + Q2 + Q3 и т.д.

2. По известному забойному давлению у башмака фонтанных труб давление на участке, где отсутствуют фонтанные трубы, определяется по формуле

Рзб = (pу2e2s + ебфаб2ф)0,5, (6.159)

где рзб и ру — забойное и устьевое давление;

s = 0,03415рЯбф/cр бфГср бф, (6.160)

где Ябф - расстояние от башмака фонтанных труб до нижней границы интервала перфорации (см. рис. 6.40); zср. бф - коэффициент сверхсжимаемости газа на участке Нбф; Гср. бф — средняя температура газа на этом же участке.

598

Рис. 6.40. Схема распределения дебита вертикальной скважины в затрубном пространстве при частичном перекрытии фонтанными трубами интервала притока газа

6 бф = 1,377 А, об zc2р . бф 7c2р. бф (e2s - 1)/?>о2б, (6.161)

где Хоб — коэффициент гидравлического сопротивления обсадной колонны; ?>об - внутренний диаметр обсадной колонны.

ВЫБОР ДИАМЕТРА ФОНТАННЫХ ТРУБ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ

Разновидностью вертикальных скважин являются наклонные скважины. Выбор диаметра и глубины спуска фонтанных труб наклонных скважин следует производить аналогично с вертикальными скважинами, с той лишь разницей, что при расчете забойного давления или потерь давления в наклонных скважинах вместо глубины использовать общую длину ствола (рис. 6.41).

При выборе конструкции горизонтальных скважин следует исходить из того, что вертикальная и наклонная (искривленная) части горизонтальной скважины изучены как с точки зрения выбора конструкции, так и с позиции определения забойного давления удовлетворительно. Не исследуемой остается только горизонтальная часть ствола. Методика определения забойного давления в горизонтальной части ствола, оборудованного фонтанными трубами и без них, приведена в работе [60]. Однако в этой работе входящие в расчетные формулы диаметры не ограничены условиями минимума потерь и выноса примесей. Допуская, что для выноса примесей из горизонтальной части ствола скважины необходимо, чтобы частицы жидких и твердых примесей были в висячем состоянии, можно использовать величину скорости потока газа в горизонтальном участке ствола, равную также 5 м/с. Тогда в горизонтальной скважине, не оборудованной фонтанными трубами, связь между давлением и диаметром будет иметь вид

599

Рис. 6.41. Схема профиля наклонной скважины в кусте, использованная на месторождениях севера Тюменской области

Рз2б=Рзп+<Ш2,

(6.162)

где рзб, рзп — забойные давления у дна горизонтального ствола и на переходе от вертикального или наклонного положения к горизонтальному. Величина рзп при малом радиусе кривизны (R « 4-ь6 м) определяется формулой

Pзп=Pу2e2s+QпQ2,

(6.163)

где величины s и 6п — определяются соответственно формулами, приведенными в работе [60].

Параметр 6г, характеризующий горизонтальную часть ствола, определяется формулой:

eг=0,0094xг2cр. гrcр. гpLг/<5.

Скорость движения газа по горизонтальному стволу будет

v = [(p2зб-pз2 п)/v-F2]0,5,

где а = 0,094Xгzср. гrср. гpLгQ2/<5.

(6.164) (6.165)

При частичном перекрытии горизонтального ствола фонтанными трубами вопрос о минимизации потерь давления и выноса примесей будет касаться за-

600

трубного пространства в зоне, перекрытой фонтанными трубами, и в зоне, не оборудованной этими трубами, т.е. в зоне от башмака фонтанных труб до торца горизонтального ствола. В этой зоне будет справедлива формула (6.162) с той лишь разницей, что вместо рзп, т.е. давления у переходной зоны, нужно будет использовать значение давления у башмака фонтанных труб, определяемое согласно [61].

В затрубном пространстве эквивалентный диаметр круглого сечения, по которому движется газ, будет определяться формулой (6.158). Так как известным является давление у башмака фонтанных труб длиной U в горизонтальной части ствола затрубное давление у переходной зоны (ниже пакера) будет определяться формулой

р2за т =р2зб +eзатQ2за т, (6.166)

где рзат — затрубное давление у сечения, где ствол переходит от вертикального (искривленного) положения к горизонтальному (над этим сечением, т.е. над входом ствола в продуктивный пласт, притока газа нет и обычно устанавливается пакер); рзб — известное давление у башмака труб, определяемое по устьевым замерам давления. Параметр 6зат определяется формулой:

6зат =0,094A,затzср. затrср. затpZ;1/^, (6.167)

где U - длина фонтанных труб в горизонтальной части ствола, перекрывающих путь поступления газа в фонтанные трубы; йэк - эквивалентный диаметр затрубного пространства; Хзат — коэффициент гидравлического сопротивления затрубного пространства; 0зат - дебит газа, поступающего в затрубное пространство, величина которого суммируется начиная от L1 = 0 до L1. Поэтому потери давления растут более интенсивно в сторону башмака фонтанных труб.

Для выноса примесей из затрубного пространства необходимо, чтобы на любом сечении в зоне 0 < / < L1 скорость потока была > 5 м/с.

Величина скорости при этом определяется формулой

v = [(pз2а т ~ P2зб)/^Qз2а тF2]0,5 . (6.168)

Эквивалентный диаметр dэк, который обеспечит скорость > 5 м/с, будет гарантировать надежную эксплуатацию скважины без накопления в горизонтальной части ствола твердых и жидких примесей.

Коэффициент oc1 включает в себя следующие параметры:

oq = 0,094Xзатzср. затГср затpL1d5эк. (6.169)

Длина фонтанных труб на горизонтальном участке ствола U выбирается исходя из следующий факторов:

необходимости равномерности дренирования залежи путем выбора соответствующей конструкции горизонтальной скважины (такое возможно только при освоении месторождения системой горизонтальных скважин);

продуктивной характеристики вскрываемого пласта (пропластков в случае многослойных неоднородных наклонных пластов);

опасности обводнения скважины подошвенной водой;

необходимости создания благоприятных условий для выноса из горизонтальной части ствола твердых и жидких примесей.

601

Поступающий в затрубное пространство газ на начальном участке этого пространства (ниже пакера) в большинстве случаев не в состоянии обеспечить вынос твердых и жидких примесей. Точно так же обстоит вопрос о возможности выноса этих примесей в зоне, где отсутствуют фонтанные трубы. С позиции выноса примесей в наихудших условиях находится зона, начиная от торца горизонтального ствола.

Из изложенного выше следует, что при освоении месторождения системой горизонтальных скважин проектировщик должен выбрать не только диаметры и длину обсадных колонн и фонтанных труб, но и профиль горизонтального ствола, обосновать оптимальную длину горизонтальных стволов.

6.14. МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА ГАЗА К СКВАЖИНЕ

СОЛЯНОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Одним из основных способов интенсификации притока газа к скважине является солянокислотная обработка (СКО) призабойной зоны пласта. Эффективность всех способов интенсификации (СКО, гидропескоструйной перфорации, гидроразрыва пласта, ядерного взрыва и т.д.) оценивается по результатам газогидродинамических исследований при стационарных и нестационарных режимах фильтрации до и после проведения работ по интенсификации и сравнения полученных при этом результатов. Среди перечисленных выше методов интенсификации притока газа к скважине массовое применение получили только солянокислотная и глинокислотная обработка. Научные основы, технология и техника проведения всех видов СКО изложены во временных инструкциях [23].

Солянокислотная обработка скважин основана на способности соляной кислоты вступать в реакцию с карбонатными породами — известняками и доломитами:

CaCO3+2HCl=CaCl2+H2O+CO2, CaMg(CO3)2+ 4HCl=CaCl2+MgCl2+2H2O+2CO2.

В 1 м3 15%-ной соляной кислоты растворяется около 0,081 м3 (? 220 кг) известняка. В результате этой реакции при стандартных условиях выделяется 52,5 м3 СО2 и образуется 224 кг СаСl2. Полученная соль растворяется в воде кислотного раствора, к которой добавляется 0,4 м3 воды, образовавшейся при реакции. Аналогичные реакции происходят и при обработке соляной кислотой доломита или известняка с примесями. Продукты реакции – хлористые кальций и магний – хорошо растворяются в воде. Скорость реакции зависит от давления и температуры. Повышение давления и понижение температуры снижают скорость реакции. К качеству соляной кислоты предъявляются определенные требования. Согласно ГОСТам содержание в кислоте оксида железа и серной кислоты строго регламентировано. Для обработки скважин применяется

602

ингибированная соляная кислота со специальными добавками для снижения коррозийного воздействия на металл. Концентрация в ингибированных кислотах колеблется в пределах 19–25 %. В качестве ингибитора в эти кислоты добавляются ПБ-5 (0,8–1,0 %) и хлористый мышьяк (0,01–0,015 %). В ряде случаев к кислотному раствору добавляют так называемые «кислотные стоки», содержащие уксусную кислоту. Кислотные стоки являются производственными отходами, и их использование снижает затраты на кислотную обработку скважин. Имеющаяся в составе кислотных стоков уксусная кислота, так же как и соляная, вступает в реакцию с карбонатами:

СaCO3+2CH3COOH=Ca (CH3COO)2+H2O+CO2,

CaMg(CO3)2+4CH3COOH=Ca(CH3COO)2 +Mg(CH3COO)2 +2H2O+2CO2.

При использовании кислотных стоков, в составе которых имеется уксусная кислота, необходимо иметь в виду, что с увеличением температуры растворимость Сa(CH3COO)2 в воде уменьшается.

Если пласт представлен песчано-глинистыми породами, то для обработки призабойной зоны применяют глинокислотную обработку.

Глинокислота представляет собой смесь соляной и фтористоводородной кислот. Фтористоводородная (плавиковая) кислота НF разлагает силикатные породообразующие минералы: алюмосиликаты глин (каолинит) глинистого раствора, проникшего в пласт в процессе его бурения, и кварцевый материал (кварц):

каолинит

Al2Si2O5(OH)4+14HF=2AlF3+2SiF4+9H2O,

кварц

SiO2+4HF=SiF4+2H2O.

Фтористоводородная кислота, выпускаемая по ГОСТу, хранится в сосудах из свинца, парафина, воска, эбонита и т.д. Стекло и керамика разлагаются этой кислотой. Второй компонент глинокислоты — соляная кислота существенно влияет на эффективность обработки. Выделяющийся при глинокислотной обработке газообразный SiF с водой образует кремниевую кислоту Н4SiО4, т.е.

SiF4+ 4H2O=H4SiO4+ 4HF.

В нейтральной среде кремниевая кислота выпадает в виде студнеобразного геля и может закупорить пласт. Наличие соляной кислоты в глинокислоте предотвращает выпадение геля, так как в кислой среде кремниевая кислота находится в растворенном виде. Кроме того, соляная кислота переводит менее растворимую соль АlF3 в хорошо растворимую соль АlСl3 в результате следующей реакции

AlF3+3HCl=AlCl3+3HF и AlCl3+3H2O=Al (OH)3 +3HCl.

Если пласт представлен не только глинизированными песчаниками, а содержит и карбонаты, то обработка глинокислотой приводит к выпадению нерастворимой соли СаF2 в результате реакции:

CaCO3+2HF=CaF2+H2O+CO2.

603

Если песчаники сцементированы карбонатами, то в таких случаях следует вначале обработать скважину соляной кислотой, а затем произвести глинокис-лотную обработку.

ВИДЫ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК

Существует четыре вида кислотных обработок: 1) кислотная ванна; 2) простая, массированная и направленная кислотная обработка; 3) глинокислотная обработка; 4) гидрокислотный разрыв пласта. Выбор вида обработки зависит от минерального состава и свойств пласта, цели и очередности проведения кислотной обработки.

Кислотная ванна проводится для очищения забоя от глинистой корки. Она может быть проведена без давления и под давлением. Без давления кислотная ванна осуществляется следующим образом: скважина тщательно промывается водой, водным раствором ПАВ, конденсатом и т.д. Затем закачивается кислотный раствор в скважину в интервале вскрытия. После реакции скважина снова промывается. Если кислотная ванна производится в заполненной газом скважине, то требуемый объем раствора закачивается в насосно-компрессорные трубы, а затем соединяют устье скважины с затрубным пространством. По окончании работ скважина продувается на факел. Кислотная ванна под давлением проводится в скважинах, заполненных жидкостью. Технология проведения кислотной ванны под давлением аналогична технологии кислотной обработки.

Кислотная обработка. Простая кислотная обработка производится для воздействия на пласт кислотой в радиусе зоны проникновения бурового раствора или его фильтра. Последовательность кислотной обработки следующая: сначала промывают забой с целью предварительной очистки. Затем проводят кислотную ванну для удаления глинистой корки, после которой снова промывают забой. Далее закачивают запланированный объем кислоты в пласт. После выдержки требуемой продолжительности для реакции кислоты с породой осваивают скважину.

Массированная кислотная обработка отличается от простой тем, что объем кислотного раствора, закачиваемого в пласт, должен обеспечить кислотой зоны с радиусом в десятки метров. Технология массированной кислотной обработки аналогична технологии простой кислотной обработки.

Направленная кислотная обработка проводится в случае, когда из всей вскрытой толщины необходимо обработать определенный интервал. Технология проведения ее следующая: после глушения скважины башмак фонтанных труб устанавливают у подошвы запланированного к обработке интервала. Затем заполняют продуктивную часть скважины и фонтанные трубы низкофильтрую-щейся жидкостью. Продавливают вязкую жидкость кислотным раствором через фонтанные трубы при открытой задвижке затрубного пространства. Кислотный раствор закачивается до заполнения фонтанных труб и ствола скважины в выбранном для обработки интервале. Расчетное количество кислоты в пласт закачивается при закрытой задвижке затрубного пространства с помощью вязкой низкофильтрующейся жидкости. Выдерживают кислоту в пласте необходимое время, а затем вязкую жидкость заменяют промывочной и осваивают скважину.

Направленную кислотную обработку можно проводить: путем выделения интервала для обработки сдвоенными пакерами; изоляцией интервала обработ-604

ки снизу песчаной пробкой, а сверху пакером; стимулированием поглощения кислотного раствора давлением, создаваемым струйными перфораторами.

Глинокислотная обработка, как отмечалось, производится в терригенных коллекторах с низким содержанием карбонатных пород. Глинокислотные растворы могут быть использованы для проведения кислотных ванн, простых, массированных и направленных обработок пласта. Состав раствора выбирается после лабораторных опытов с образцами пород месторождения, на котором целесообразно проводить глинокислотную обработку. При этом исследуется и возможность двухрастворной — солянокислотной и глинокислотной обработки пласта. Двухрастворная обработка производится в двух вариантах:

закачкой соляной кислоты в объеме, превышающем объем глинокислоты в 2,5–3,0 раза, что связано с образованием осадков фтористого кальция и магния при контакте соляной кислоты с плавиковой;

закачкой соляной кислоты с последующим удалением продуктов реакции, а затем проведением работ согласно первому варианту.

При двухрастворной обработке пласта скорость закачки, особенно соляной кислоты, должна быть максимальной. При глинокислотной обработке следует избегать продолжительного контакта кислоты с металлом труб.

Гидрокислотный разрыв пласта. Если при проведении кислотной и гли-нокислотной обработки не получена существенная интенсификация притока газа к скважине, то производят гидрокислотный разрыв пласта согласно действующим инструкциям по гидроразрыву пласта, утвержденным Мингазпромом СССР.

ВЫБОР И ПРИГОТОВЛЕНИЕ КИСЛОТНОГО РАСТВОРА

Выбор кислоты и ее концентрация зависят от минерального состава пород, термобарических параметров пласта, технологии его вскрытия, оборудования скважин. При концентрации кислоты более 25 % вязкость раствора существенно увеличивается. Поэтому, как правило, для обработки пласта используют раствор с содержанием кислоты до 25 %. Если обрабатывается коллектор с содержанием гипса или ангидрита, то концентрация кислотного раствора не должна превышать 15 %.

В ряде случаев целесообразно использовать раствор с изменчивой концентрацией кислоты. При обработке слабопроницаемых известняков и доломитов целесообразно использовать раствор с 20–25%-ной концентрацией кислоты.

В большинстве случаев для кислотной обработки карбонатных коллекторов применяют 12–15%-ный раствор, а для терригенных пород — глинокислот-ный раствор, состоящий из 8–10 % соляной и 3–5 % плавиковой кислоты. При повторных обработках используют 8–12%-ные растворы кислоты. При кислотных ваннах применяется 12–15%-ный раствор, если ствол скважины обсажен обсадными колоннами, и до 20%-ного, если забой скважины открытый. При глинокислотных ваннах концентрация соляной кислоты равна 14–16 %, а плавиковой – 3–5 %.

Обоснование объема кислотных растворов. Опыт показывает, что при кислотной обработке на 1 м толщины пласта необходимо 0,4–2,5 м3 раствора. При обработке карбонатных пластов с хорошей трещиноватостью и проницаемостью более 0,1 мкм2 на 1 м толщины пласта расход кислоты составляет 0,4– 1,0 м3. Если пласт характеризуется слабой трещиноватостью, то удельные расходы кислоты составляют 1,0–1,5 м3/м. Если обработка ведется с целью увели-

605

чения радиуса воздействия на пласт, то расходы на обработку растут в 2-3 раза. Как правило, удельные расходы кислоты на каждом месторождении изучаются для данных конкретных условий.

Продолжительность реакции кислоты с породой. В скважинах с открытым стволом продолжительность реакции кислоты с породой составляет 16-24 ч. При проведении кислотных ванн в обсаженных скважинах продолжительность процесса должна быть 2-4 ч. При обработке карбонатных коллекторов с пластовым давлением p пл > 5 МПа и O пл> 303 К продолжительность реакции должна быть 8-12 ч, а при p пл < 5 МПа — 4-6 ч. Для трещиноватых коллекторов с хорошо развитой трещиноватостью продолжительность реакции равна 8-10 ч. При обработке песчаников, сцементированных карбонатами, продолжительность реакции составляет 4-6 ч. При обработке слабо карбонатизирован-ных песчаников сначала соляной кислотой, а затем глинокислотой, а также при обработке песчаных пластов только глинокислотой продолжительность реакции должна быть 8-12 ч. Указанное время реакции кислоты с породами должно уточняться опытами на каждом месторождении.

Приготовление раствора соляной кислоты. В емкость для приготовления раствора наливают требуемое количество воды или другого растворителя, а затем добавляют по расчету необходимое количество соляной кислоты и перемешивают. Кроме того, в раствор вводят добавки: ингибитор и стабилизатор (уксусную кислоту, хлористый барий - исходя из состава товарной кислоты). В последнюю очередь в солянокислотный раствор добавляют поверхностно-активные вещества (ПАВ), и после перемешивания оставляют раствор в покое для осаждения сернокислотного бария и дальнейшего его удаления.

При приготовлении глинокислотного раствора, так же как и при приготовлении раствора соляной кислоты, в емкость заливают расчетное количество воды или другого растворителя, затем добавляют соляную и плавиковую кислоты.

Пример. Необходимо приготовить 10 м3 глинокислотного раствора, состоящего из 8 % соляной кислоты и 3 % плавиковой кислоты. Концентрация исходной соляной кислоты равна 30 %, а плавиковой - 40 %. На 1 м3 раствора следует взять соляной кислоты 30%-ной концентрации 232-10 3 м3, плавиковой кислоты 40%-ной концентрации 67-10-3м3, а воды - [1000 - (232 + 67)]-10 3 = = 701-10-3 м3. Тогда для приготовления 10 м3 раствора нужно: воды 7,01 м3, соляной кислоты 2,32 м3 и плавиковой кислоты 0,67 м3. При аналогичных расчетах для приготовления кислотных растворов различной концентрации для удобства следует пользоваться табличными данными, приведенными в работе [23].

Для приготовления гидрофобных конденсатокислотных эмульсий используют 15%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме 85-90 % от требуемого объема эмульсии и конденсат в объеме 10-15 % с добавкой эмульгаторов. В зависимости от соотношения объемов кислотного раствора и конденсата, используемого эмульгатора и интенсивности перемешивания вязкость получаемой эмульсии можно изменить в пределах 100-1000 с по СПВ-5. Рекомендуется применять эмульсии вязкостью не более 200 с. В качестве эмульгатора используют ОП-7, ОП-10, Т-1, Т-2, Авивакс К-2, диаминдиолеат и т.д. Эмульсию готовят следующим образом: из двух емкостей с раствором соляной кислоты и конденсатом и из небольшой емкости с раствором ПАВ, приготовленным из дизельного топлива (150-10 3 200-10 3 м3) и гидрофобного эмульгатора (Т-1, Т-2, Авивакс К-2 и т.д.), жидкости насосным агрегатом смешивают и перекачивают в новую большую емкость. При этом происходит значительное увеличение вязкости эмульсии. Причем перемешивание эмульсии продолжается непрерывно.

606

ПРОВЕДЕНИЕ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ

Кислотная обработка призабойной зоны пласта проводится при помощи следующих агрегатов:

для глушения и промывки скважины – ИА-320 и ЗЦА-400;

для закачки кислотного раствора в пласт – АзИНМАШ-30, АН-500, 2АИ-500, 4АИ-700, ЦА-300, ЗЦА-400;

для транспортировки кислоты – АзИНМАШ-30, других рабочих жидкостей – автоцистерны 4 ЦР;

для освоения скважины после кислотной обработки – компрессорные установки УКП-80, УКС-80;

для приготовления рабочих жидкостей – металлические емкости объемом 25—50 м3.

Количество агрегатов и емкостей зависит от типа и объема запланированных жидкостей.

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ СКО СКВАЖИН

Объекты солянокислотной обработки с целью интенсификации добычи газа часто выбираются интуитивно ввиду отсутствия данных о карбонатности породы в скважинах. В связи с этим возникает необходимость оценки эффективности воздействия по имеющимся параметрам с заменой интуиции обоснованными математическими методами.

В качестве признаков, влияющих на эффективность воздействия, были выбраны как параметры кислоты (ее объем, концентрация, количество кислоты на единицу проводимости пласта, время реакции с породами пласта), так и гидротермодинамические характеристики пласта (пластовое и рабочее давления, депрессия на пласт, рабочий дебит, абсолютно свободный дебит и коэффициенты фильтрационных сопротивлений A и A).

Цель математической обработки — классификация всех скважин, в которых проведена солянокислотная обработка, на две группы (эффективных и неэффективных) и прогноз эффективности солянокислотной обработки в новых скважинах. Таким образом, вся процедура распознавания состоит из обучения и экзамена.

Если рассматривать регулируемые и нерегулируемые параметры по выбранным скважинам как статистическое поле, то можно с достаточно хорошей вероятностью прогнозировать выбор объектов на предмет интенсификации добычи газа следующими методами математической статистики: методом непараметрических критериев; методом главных компонент; методом построения ден-дрограммы.

Один из наиболее удобных методов математической статистики — метод непараметрических критериев. Преимущество его заключается, прежде всего, в том, что он не требует применения вычислительной техники. Кроме того, при пользовании этим методом нет необходимости вычисления средних дисперсий и т.д. Так, из 82 скважин месторождений на востоке Украины сначало было выбрано в обучение 20 скважин с эффективным и 20 скважин с неэффективным воздействием.

Для выявления информативности того или иного признака, т.е. влияния данного признака на процесс воздействия на призабойную зону скважины, был применен критерий Вилкинсона — Манна — Уитни, с помощью которого можно провести предварительный отбор информативных признаков.

607

Однако определение информативности признака удобно проводить с помощью меры Кульбака. Определяются коэффициенты распознавания Кр и с помощью диагностической процедуры Вальда, когда проводится прогноз эффективности солянокислотной обработки.

Расчеты показали, что границей между областями, где сосредоточены коэффициенты класса А (эффективные скважины) и коэффициенты класса В, является область от -2 до -1. Эти значения и принимаются за пороги: порог А = -1; порог В = -2. Если Кр > -1, то надо применять воздействие; если Кр < -2, то воздействие не следует применять; если -2 < Кр < -1, то решения нет.

Оказалось, что из 20 скважин класса А 5 отнесены к классу В, из 20 скважин класса В 6 отнесены к классу А, т.е. погрешность при распознавании эффективных скважин составила 25 %, а неэффективных - 30 %.

Проведенный затем экзамен на 42 скважинах показал, что правильно распознали всего 52,4 % скважин. Полученный низкий процент распознавания, вероятно, можно объяснить тем, что при математической обработке не учитывались коллекторские свойства породы. В дальнейшем математической обработке были подвергнуты 25 скважин, причем в качестве признаков кроме вышеперечисленных были выбраны также и коллекторские свойства породы. Математическую обработку начали с определения информативности признаков.

После расчета таблиц информативности составили диагностическую таблицу, в которую внесли коэффициенты распознавания для каждой скважины по данному признаку, выбранные в соответствии с интервалом, в который попадает тот признак. В таблицу желательно вносить признаки в порядке убывания их информативности.

Диагностическая таблица составляется как для класса эффективных, так и неэффективных скважин.

Коэффициенты распознавания для каждой скважины находятся суммированием по признакам.

Определение величины порога основано на формуле Байеса, которая после некоторых преобразований имеет вид:

порог А < Кр < порог В.

Для принятия решения с требуемым уровнем надежности при использовании процедуры Вальда пороги определяют по следующим формулам:

порог А = 10 lg------; порог В = 10 lg----,

Р 1-Р

где а, р — ошибки первого и второго рода.

Ошибка первого рода — это ложная диагностика «есть эффект», когда в действительности его нет, ошибка второго рода - наоборот. При а = 0,2 и р = = 0,2 порог А = +6, порог В = -6. Если Кр > +6, то воздействие надо применять, если Кр < -6, то воздействие не надо применять, если -6 < Кр < +6, то решения нет, т.е. для принятия решения информации недостаточно; имеем неопределенный ответ.

Из 13 скважин эффективного класса правильно распознано 10 скважин, 3 скважины - с неопределенным ответом, т.е. ошибка при распознавании эффективного класса скважины составила 23 %; из 12 скважин неэффективного класса правильно распознано 10 скважин, т.е. ошибка составила 16,7 %.

В целом по данным для 25 скважин, подвергнутым математической обработке, оказалось возможным правильно распознать 80 % скважин.

608

Однако разбиение скважин на эффективные и неэффективные проводилось по абсолютному значению прироста добычи газа после воздействия. Анализ результатов математической обработки показал, что необходимо учитывать продолжительность эффекта воздействия. Учет этого фактора привел к тому, что в классе эффективных осталось всего девять скважин. По такому числу скважин делать прогноз эффективности воздействия неправомерно.

Поэтому на следующем этапе в математическую обработку было вовлечено 58 скважин, на призабойную зону которых было проведено воздействие.

Из всего набора были выбраны в класс эффективных скважин такие, которые не только дали прирост дебита газа после воздействия, но и в течение нескольких месяцев продуцировали газ с дебитом, большим дебита до солянокис-лотной обработки. В группу неэффективных были взяты скважины, дебит которых упал после проведения воздействия.

В качестве признаков, влияющих на эффективность солянокислотной обработки, были выбраны параметры кислоты, пластовое давление, рабочий дебит, абсолютно свободный дебит и фильтрационные коэффициенты. Влияние кол-лекторских свойств пласта учитывалось через коэффициенты фильтрационного сопротивления a и b, в выражения которых входят проницаемость, пористость и эффективная толщина пласта.

К сожалению, данные по карбонатности пород имелись только для одного горизонта, что не дало возможности использовать карбонатность в качестве признака, влияющего на эффективность воздействия на скважины других горизонтов.

С помощью меры Кульбака была определена информативность влияющих признаков. Оказалось, что наиболее информативен признак «рабочий дебит», за ним идет коэффициент фильтрационного сопротивления a, затем параметры кислоты — концентрация, объем и время ее реакции с породой, далее — абсолютно свободный дебит, коэффициент фильтрационного сопротивления b, пластовое давление.

Последние три признака имеют информативность менее 0,5, и их можно исключить из рассмотрения. Классификация и распознавание эффективных скважин были проведены с помощью непараметрических критериев как для восьми признаков, так и для пяти (после отбрасывания трех неинформативных признаков). Причем вначале в качестве обучающей выборки было взято по 20 скважин эффективного и неэффективного класса. Математическая обработка данных по восьми признакам показала, что из 20 скважин эффективного класса правильно распознано 17 (85 %), а из 20 скважин неэффективного класса — 18 (90 %); обработка же по пяти признакам дала следующие результаты: из 20 эффективных скважин распознано 19 (95 %), из 20 неэффективных — 16 (80 %). Затем был проведен экзамен на 18 оставшихся скважинах, который показал, что в целом из 58 скважин правильно отнесено к выбранным нами классам 44 скважины, т.е., пользуясь этим методом математической статистики, можно с точностью 76 % правильно рекомендовать, нужно ли делать соляно-кислотную обработку на той или иной скважине. Из всех влияющих признаков к регулируемым относятся только параметры кислоты.

Изменяя параметры кислоты в сторону их увеличения или уменьшения, можно перевести некоторые скважины из класса неэффективных в класс эффективных. Так, для того чтобы увеличить эффективность солянокислотной обработки, необходимо концентрацию кислотного раствора довести до 13—15 %. Большая или меньшая указанных пределов концентрация уменьшает коэффициент распознавания, что ухудшает прогноз воздействия, т.е. может привести

609

к неправильной рекомендации о целесообразности проведения процесса воздействия.

Оптимальный объем кислотного раствора составляет 44-68 м3. Увеличение его (более 76 м3) также приводит к росту коэффициента распознавания. Однако при проведении воздействия на призабойную зону скважины необходимо учесть, насколько целесообразно с экономической точки зрения увеличение объема кислотного раствора более 68 м3.

Из приведенных расчетов следует, что оптимальное время реакции кислотного раствора с породой составляет 17—19 ч.

Таким образом, методом непараметрических критериев можно классифицировать скважины на эффективные и неэффективные, при этом в класс эффективных следует выбирать такие, в которых кроме прироста добычи газа после воздействия учитывается и продолжительность эффекта воздействия, т.е. период после проведения солянокислотной обработки, в течение которого дебит газа больше дебита до обработки.

Кроме того, с помощью этого метода математической статистики можно прогнозировать эффективность воздействия с точностью до 76 %. Классификацию и распознавание эффективных скважин можно проводить по пяти признакам: рабочему дебиту, коэффициенту а и параметрам кислоты - объему, концентрации и времени реакции кислоты с породой.

Регулируя параметры кислоты, можно сделать эффективным воздействие на призабойную зону скважины. Получены пределы изменения регулируемых параметров, рекомендуемые для интенсификации добычи газа.

Для того чтобы иметь гарантию правильности проведенного распознавания, те же самые данные были обработаны другим методом математической статистики — методом главных компонент. Этот метод позволяет отобрать параметры как наиболее характеризующие процесс, так и несущие наибольшую информацию для классификации результатов наблюдений.

Расчет показал, что наилучшее разбиение на класс эффективных и неэффективных скважин дает зависимость z1 = f(z2):

z1 = 0,028^ - 0,1003;г2 + 0,0045х3 - 0,0065х4 + 0,0011х5 - 0,0045х6 - 4,4061х7 +

+ 0,0029x8 + 1,2328;

z2 = -0,0108^ - 0,5128х2 - 0,0178х3 + 0,0161х4 + 0,0005х5 + 0,0023х6 +

+ 2,4386х7 +0,0012х8 +3,63363,

где %1 — объем кислотного раствора; x2 — его концентрация; х3 — время реакции кислоты с породой; х4 - пластовое давление; х5 - абсолютно свободный дебит; х6 - коэффициент а; х7 - коэффициент Ь; х8 - рабочий дебит.

Построение зависимости z1 = f(z2) правомерно, так как первые две главные компоненты в данном случае несут в себе 70,2 % информации. Из выражений для z1 и z2 видно, что наиболее информативным признаком в z1 является рабочий дебит, а в Z2 — концентрация кислотного раствора. Видно, что из 25 скважин правильно распознано 19 (76 %).

Таким образом, с помощью метода главных компонент можно проводить классификацию скважин и распознавание эффективности воздействия с точностью до 76 %. По уравнениям для первой и второй главных компонент можно прогнозировать эффективность воздействия на призабойную зону скважины.

610

КОМБИНИРОВАННАЯ ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

Известно, что по мере падения пластового давления конденсатонасыщен-ность призабойной зоны скважин увеличивается, что создает дополнительное сопротивление фильтрации газа, которое в свою очередь приводит к уменьшению фазовой проницаемости для газа.

При фильтрации двухфазных систем с появлением третьей фазы имеет место их перераспределение; появление воды в пористой среде приводит к изменению газоконденсатонасыщенности. Это объясняется следующим образом. Распределение фаз в поровом пространстве является функцией смачиваемости. Силы взаимодействия между жидкостями и породой приводят к тому, что смачивающая фаза стремится занять пустоты наименьших размеров, а несмачи-вающая — более крупные, открытые каналы.

С увеличением степени насыщения пор смачивающей фазой участки, занимаемые несмачивающей фазой, одновременно сжимаются, что вызывает совместное перемешивание смачивающей и несмачивающей фаз вдоль капилляров. Вероятно, несмачивающая фаза занимает в капиллярах отдельные участки большего или меньшего сечения, сообщающиеся между собой по оси капилляров. Увеличение насыщения смачивающей фазы приводит к накоплению изолированных капель несмачивающей фазы в расширенных участках поровых каналов.

Следовательно, конденсатоотдачу пласта можно увеличить созданием перераспределения фаз в призабойной зоне газоконденсатных скважин, что достигается закачкой воды в пласт.

Для выяснения влияния перераспределения фаз на извлечение конденсата были проведены экспериментальные исследования.

При проведении экспериментов пластовое давление и коллекторские свойства выбранной пористой среды были смоделированы в соответствии с естественными условиями. В качестве пористой среды использовался кварцевый песок с различным содержанием глины.

Эксперименты по выявлению влияния перераспределения фаз на конденсатоотдачу проводились следующим образом. Вначале колонку (пористая среда) насыщали конденсатом с последующим его вытеснением с помощью природного газа при различных перепадах давления Ар до прекращения выхода конденсата из газовой фазы, после чего определяли конденсатоотдачу. Далее пористую среду с остаточной конденсатонасыщенностью насыщали водой. После полного насыщения пористой среды водой конденсат вытесняли газом и определяли количество выхода конденсата с построением индикаторной диаграммы Q = f(Ap2) для каждой серии экспериментов.

После снятия индикаторных кривых процесс закачки газа через пористую среду останавливали на определенное время (от 12 до 20 ч) с последующим повторением описанного процесса.

В каждом новом опыте снимали индикаторные кривые, на основании которых определяли коэффициент продуктивности по газу Кг.

Результаты экспериментов приведены на рис. 6.42, а — з.

Из анализа результатов значений Кг, полученных для каждого опыта, видно, что каждое следующее значение Кг больше предыдущего. Так, например, первоначальный коэффициент продуктивности составляет 6-103 см3/(МПа-с). При первой остановке процесса на М1 = 16 ч Кг составил 15-103 см3/(МПа-с); при М2 = 12 ч Кг = 20-103 см3/(МПа-с), а при At6 = 20 ч Кг =

611

Рис. 6.42. Индикаторные линии после периодических остановок экспериментов (я - з) по выявлению влияния перераспределения фаз на конденсатоотдачу

= 32,5?103 см3/(МПа?с). Последующие остановки процесса закачки газа через пористую среду не влияют на значения Kг.

Отсюда следует, что по мере выноса конденсата наблюдается увеличение Kг, которое объясняется увеличением фазовой проницаемости по газу.

Для отдельных экспериментов взвешиванием определяли количество остаточного конденсата и воды в пористой среде, а непосредственным замером находили количество вынесенного конденсата. Например, для одного опыта объем остаточного конденсата до закачки газа был равен 33 см3, а после — 25,1 см3, т.е. количество вынесенного конденсата составило 7,9 см3, или 24 %.

612

Проведенные эксперименты и анализ результатов позволяют сделать вывод о том, что закачка воды за счет перераспределения фаз приводит к выносу конденсата и увеличению газоотдачи.

С целью выяснения возможности добычи выпавшего конденсата в пласте закачкой воды на месторождениях Газли и Южный Мубарек на газоконденсат-ных скважинах были проведены исследования по следующей методике.

1. Провели НГК-70 – в интервале от забоя до кровли пласта. В интервале перфорации скорость записи превышала 120 м/ч при t = 6 с, контрольный замер осуществляли в интервале перфорации.

2. Провели газодинамические исследования с определением количества конденсата, выделившегося в сепараторе на каждом режиме (число режимов – не менее трех с контрольным).

3. Провели повторный НГК-70 в том же режиме, что и вначале, и по возможности ИННК на трех задержках: 900, 1100 и 1500 м/с.

4. Заполнили скважину водой без прокачки воды в пласт. При этом контролировали расход воды и давление на головку скважины. Эффект пропитки наблюдается через сутки по каротажу, после чего можно закачивать воду в пласт.

5. Ежедневно проводили НГК-70 и ИННК для контроля за коэффициентом охвата, который показывает степень капиллярной пропитки. При проведении каротажа фиксировали время исследований с момента заполнения скважины водой. Во время каротажа отбивали уровень воды в скважине.

6. Провели закачку воды в пласт из расчета 1 м3 воды на 1 м эффективной толщины при репрессии на пласт, не превышающей разницу давления в скважине при вскрытии ее в процессе бурения и текущего пластового давления.

7. Непосредственно после завершения закачки воды провели НГК-70 и ИННК.

8. Через сутки после закачки воды провели осушку скважины в пределах интервала перфорации и заполнение колонны газом при давлении, примерно равном пластовому.

9. С периодичностью 1 раз в 2 сут проводили НГК-70 и ИННК до восстановления насыщенности в прискважинной части пластов до уровня, указанного в п. 5. Если процесс восстановления длился более двух недель, то замеры прекращали и проводили освоение скважины.

10. Провели освоение скважины и газодинамические исследования с контролем за выделяющимся в сепараторе конденсатом по п. 2.

11. Повторно провели газодинамические исследования и контроль за конденсатом для получения результатов, тождественных полученным по п. 2.

Периодичность исследований с момента освоения скважины составляла 1, 2, 3, 5, 7 и 10 сут.

12. Одновременно с газодинамическими исследованиями отбирали пробы газа и конденсата на химический анализ.

13. После освоения скважины 1 раз в неделю повторяли НГК-70 и ИННК до стабилизации насыщенности по п. 1 и 3.

Результаты промысловых исследований, проведенных с целью извлечения выпавшего конденсата путем закачки воды в призабойную зону по указанной методике, для скв. 314 приведены ниже.

Интервалы перфорации, м ............................. 994 — 1000; 1014 — 1022; 1049 — 1065

Глубина спуска НКТ, м ................................... 1056

Среднесуточный дебит, тыс. м3 ................... 440

Выход конденсата, см3/м3 .............................. 4,2

613

16 ноября заполнили ствол скважины 0,4%-ным раствором HCl (рН = = 2,3), 20 ноября закачали в пласт 12 м3 0,4%-ного раствора НСl. 2 декабря скважину освоили и 3 декабря провели исследование на пяти режимах. После освоения выход конденсата составил 5,6 см3/м3.

Известно, что выпавший конденсат в пласте всегда состоит из высококи-пящих тяжелых фракций. Подтверждением выноса пластового конденсата в результате перераспределения фаз могут служить физико-химический анализ конденсата и его фракционный состав. Для этой цели до и после закачки воды из исследуемых скважин отбирали пробы конденсата. После чего в лаборатории производили физико-химический анализ и определяли фракционный состав всех проб конденсатов.

Таким образом, лабораторные и промысловые исследования показали, что вынос выпавшего конденсата из призабойной зоны достигается путем закачки воды. Следовательно, этот метод можно рекомендовать для промышленного применения с целью регулирования газо- и конденсатоотдачи пласта на поздней стадии разработки.

6.15. ОТЛОЖЕНИЕ СОЛЕЙ ПРИ ДОБЫЧЕ ГАЗА

Основным источником солей, поступающих в скважину, является пластовая вода, представляющая собой концентрированный рассол. Компонентами этого рассола являются Na, Cl, Ka, Ca, Mg и др. Выпадение солей из растворов происходит в порядке увеличения их растворимости в такой последовательности: BaSO4, CaCO3, MgCO3, CaSO4, NaCl и т.д. Наибольшее распространение в подземных водах получили ионы хлора и других галоидов. Растворимость NaCl в воде при O = 283 К равна 0,358 кг/л, а KCl – 0,310 кг/л. Содержание ионов сульфата в пластовых водах ограничивается растворимостью CaSO4. Ионы HCО3 в пластовых водах, содержащих CO2, появляются в результате растворения CaCO3 и MgCO3. Уменьшение концентрации CO2 в пластовых водах вызывает переход гидрокарбонатов в выпадающие в осадок карбонаты. В пластовых водах имеются соединения железа, кремния, органические вещества, кислоты и др. Общее содержание (по массе) в воде минералов характеризуется ее минерализацией, выражаемой в мг-экв или мг/л.

Количество растворимых в воде солей кальция и магния характеризует ее жесткость, которая выражается в мг-экв/л; 1 мг-экв/л жесткости соответствует содержанию 20,04 мг/л Са2+ или 12,16 мг/л Mg2+. Единицы измерения жесткости в разных странах отличаются; в частности, градус жесткости, принятый в Великобритании, соответствует 14 мг/л СаСО3, во Франции — 10 мг/л СаСО3, а в США — 1 мг/л СаСО3 и т.д.

В процессе разработки месторождения химический состав пластовых вод изменяется в результате изменения термобарических условий пласта.

В процессе эксплуатации скважин с выносом пластовой воды, в составе которой содержатся карбонат кальция — кальцит СаСО3, сульфат кальция — гипс СаSO4?2H2O, сульфат бария — барит BaSO4, хлорид натрия — галит NaCl, при изменении термодинамических условий и состава пластовой смеси происходит солеотложение. Отложение солей — одна из причин выхода оборудова-614

ния скважин из строя. Отложение солей является причиной сужения проходного сечения труб и приводит к снижению давления, температуры и дебита скважин, нарушению режима работы системы «пласт — УКПГ». Исследования показывают, что при наличии всех видов солей в нижней части труб отлагаются сульфаты кальция и бария, а ближе к устью скважины и на выкидных линиях — карбонаты кальция и натрия. В целом, солевые осадки, образующиеся при добыче газа, имеют сложный состав. Основным условием солеотложения является образование перенасыщенных растворов пластовой воды. Солеотложение происходит в результате испарения, смешения несовместимых вод, растворения горных пород и газов, изменения термобарических условий, дегазации воды, изменения ее общей минерализации. Все перечисленные процессы реально происходят в газопромысловой практике. Эти процессы связаны с геологическими условиями месторождения, системой разработки залежи, техникой и технологией добычи газа, его сбора и осушки.

Одной из основных причин осадки сульфатных солей является смешение несовместимых вод (жидкостей) и растворение гипса из горных пород. Карбонаты выпадают в виде осадков в результате изменения термобарических условий, дегазации воды, разбавления растворов пресной водой. Причиной осаждения хлорида натрия является испарение воды и снижение температуры раствора. Влияние на солеотложение различных факторов происходит комплексно и одновременно. Причем некоторые факторы действуют неоднозначно. Например, увеличение температуры повышает растворимость гипса, что способствует снижению отложения солей, но выпаривание при этом растворителя увеличивает концентрацию гипса, стимулирующего солеотложение.

Существенным является смешение несовместимых вод (жидкостей), и часто при их смешении смесь оказывается перенасыщенной тем или другим веществом, которое выпадает даже при неизменных температуре и давлении. Например, смешение метанола с минерализованной водой способствует отложению неорганических солей практически при любых соотношениях метанола и пластовой воды. Для Оренбургского месторождения наибольшая интенсивность солеотложения наблюдается при объемной доле метанола в растворе 65—85 %. Снижение температуры по пути движения газа с пластовой водой является причиной выпадения в осадок сульфатов бария и хлористого натрия, а снижение давления — выпадения карбоната кальция.

ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ

Борьбу с отложением солей можно вести путем предотвращения этого процесса и путем растворения уже отложившихся солей. В целом методы борьбы с солеотложениями можно разделить на безреагентные и химические. К без-реагентным методам относятся изоляция обводненных пластов; использование защитных покрытий, в частности, остеклованных труб и труб, покрытых полимерной смолой; воздействие на растворы магнитными, силовыми и электрическими полями, а также ультразвуковыми устройствами. Эти методы имеют локальный характер.

Химические методы борьбы основаны на применении реагентов, предотвращающих отложение солей. Наиболее эффективными ингибиторами солеот-ложения (к карбонатным и сульфатным отложениям) являются фосфатоорга-нические соединения. Широкое применение в нефтяной и газовой промышленности получили ингибиторы солеотложения ОЭДФ — оксиэтилидендифосфо-

615

новая кислота, НТФ - нитрилотриметиленфосфоновая кислота, ДПФ-1 -фосфорилированное производное 1,3-диаминодипропанола и ПАФ-1 - поли-этиленполиамин-N-метилфосфоновая кислота. Ингибиторы солеотложения замедляют процесс осадкообразования в результате сорбции ими микрозародышей кристаллов солей.

Ингибитор ОЭДФ - оксиэтилидендифосфоновая кислота (ТУ 6-09-20-54-79) С2Н8О7Р2 - представляет собой белый кристаллический продукт. Эффективно предупреждает отложение карбоната кальция. Молекулярная масса 206,02 кг/моль; температура кипения Гкип 471-472 К. Растворимость в воде, кислотах и спиртах хорошая. В неполярных органических растворителях — бензоле, хлороформе, дихлорэтане, нефти и в газовом конденсате — не растворяется. Вязкость 50%-ного водного раствора при Тст = 293 К составляет 15,6 МПа-с, а 2%-ного - 1,0 МПа-с. Ингибитор малотоксичен, предельно допустимая концентрация (ПДК) в воде рыбохозяйственных водоемов равна 0,9 мг/л, а в водах санитарно-бытового назначения - 2,0 мг/л. В воздухе рабочей зоны концентрация должна быть не более 2,0 мг/м3. Ингибитор горюч, но не взрывоопасен.

Ингибитор ПАФ-1 - полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновая кислота -С3Н8NO3P. Выпускается в виде водного раствора темно-коричневого цвета. Эффективно предотвращает отложение сульфата и карбоната кальция. Хорошо растворяется в воде и нерастворим в нефти, конденсате и органических растворителях. Ингибитор горюч, невзрывоопасен, умеренно опасен по токсичности. Безопасный уровень воздействия на организм 2 мг/м3. Температура замерзания Тз составляет 243 К. Совместимость с минерализованной водой определяется содержанием ионов кальция, 1%-ный водный раствор ПАФ-1 совместим с пластовой водой с содержанием ионов Са до 16 000 мг/л. Аналогом ПАФ-1 является ингибитор ПАФ-13 (ТУ 6-05-05-78).

Ингибитор НТФ (ТУ 6-02-1171-79) - нитрилотриметиленфосфоновая кислота С3Н12NO9P3 - представляет собой белый кристаллический порошок. Содержание активного вещества не менее 96 %. Так же как и ПАФ-1, эффективно предупреждает отложение сульфатов и карбонатов кальция и магния. Молекулярная масса равна 299,06 кг/моль, температура плавления rплав – 483 К. В воде, кислотах и щелочах растворяется хорошо, а в органических растворителях, нефти и конденсате не растворим. Вязкость 50%-ного водного раствора при Т = = 293 К равна 155 МПа-с, а его плотность р - 1,27 г/см3. Малотоксичен. Совместимость НТФ с минерализованной водой зависит от содержания ионов кальция. Совместим с пластовыми водами с содержанием ионов кальция до 1600 мг/10–3 м3.

Ингибитор ДПФ-1 (ТУ 6-09-20-30-79) - 2-окси-1,3-пропилендиамин -N,N,N',N',-тетраметилфосфоновая кислота С7Н22N2O13H4. Прозрачная жидкость желто-зеленого цвета. Плотность при стандартных условиях - 1,28 г/см3. Вязкость при Т = 293 К составляет 3,47 МПа-с. Температура замерзания Тз = = 213 К. В воде растворяется хорошо, а в нефти, конденсате и ацетоне нерастворим. Молекулярная масса 466,15 кг/моль. Содержание активного вещества 20-30 %. С пластовыми водами с концентрацией ионов кальция до 1600 мг/10–3 м3 совместимы водные растворы, содержащие 0,1-3 % ДПФ-1. Эффективно предотвращает отложение сульфатных и карбонатных солей.

Все ингибиторы солеотложения совместимы с ингибиторами коррозии марок И-25-Д, Донбасс-1 и другими и не снижают их ингибирующие свойства. Они не способствуют образованию эмульсий с газовым конденсатом и водоме-танольным раствором, а также не вызывают вспенивание.

616

Проведенные исследования показали, что предотвращение отложения неорганических солей достигается при применении реагентов в количествах от 5 до 20 г на 1 м3 обрабатываемой воды. Оптимальной с точки зрения эффективности является концентрация 20 г на 1 м3 воды.

Технология предусматривает подачу ингибитора солеотложения в эксплуатационные скважины по метанолопроводам совместно с ингибиторами гидрато-образования и коррозии.

При совместной подаче в скважины ингибиторов солеотложения, гидрато-образования и коррозии нет возможности достижения по всем скважинам оптимальных дозировок ингибитора отложения солей, исходя из объема выносимой воды. Поэтому по скважинам, где не обеспечивается необходимая подача ингибитора солеотложения, происходит образование осадка солей.

Для таких ситуаций и при отсутствии метанолопроводов с целью предупреждения образования осадков солей по всему стволу скважин, включая хвостовик, предлагается задавливание в призабойную зону пласта ингибирующего состава, который включает следующие реагенты (в % по массе):

Нитрилотриметиленфосфоновая кислота (НТФ) ................................................................. 2

Соляная кислота (20%-ная) .............................................................................................................. 12,5

Поверхностно-активное вещество .................................................................................................. 0.35

Отход процесса гидратации окисиэтилена (полигликоль) ............................................... 13,0

Вода ................................................................................................................................................................. 72,15

При добавлении к водному раствору НТФ соляной кислоты ингибитор из породы вымывается медленнее. Кроме того, водный раствор НТФ в присутствии соляной кислоты совместим с пластовыми водами, содержащими ионы кальция. При взаимодействии водного раствора НТФ, содержащего соляную кислоту, с карбонатными породами происходит реакция соляной кислоты и карбонатов, в результате происходит нейтрализация кислоты. Образовавшийся хлористый кальций диссоциирует в ионы кальция. При взаимодействии НТФ с ионами кальция, происходит образование малорастворимых кальциевых солей нитрилотриметиленфосфоновой кислоты, что обеспечивает увеличение периода ингибирования.

Добавка ПАВ служит для получения пенной системы. При закачке пенной системы увеличивается охват пласта; кроме того, ПАВ способствует закреплению гидрофильной пленки на поверхности породы.

Наличие в отмеченном составе полигликоля повышает вязкость пенной системы, что также способствует увеличению охвата пласта, улучшает адгезию состава на породе, а также снижает скорость реакции соляной кислоты с карбонатной породой.

Для задавливания ингибирующего состава в призабойную зону на скважинах необходимо провести следующие подготовительные работы:

очистить забой и ствол скважины от отложения неорганических солей и загрязнений, накопленных в процессе эксплуатации;

продуть скважину с целью выброса накопившейся жидкости из забоя; провести исследование скважины;

приготовить предложенный для задавливания состав в емкости и перемешивать по схеме «емкость — насос — емкость» закрытой струей во избежание вспенивания раствора.

Необходимое количество раствора ингибитора, оптимальная его концентрация для задавливания в призабойную зону определяются исходя из объема выносимой воды и возможностей продолжительности защитного эффекта.

617

ТЕХНОЛОГИЯ ИНГИБИРОВАНИЯ СКВАЖИН

Ингибиторы солеотложения в зависимости от условий и места образования солей применяются разными способами:

путем периодического задавливания в призабойную зону;

непрерывной закачкой в ствол скважины или подачей в поток водометано-лового раствора перед установкой регенерации метанола.

Необходимое количество ингибитора G (в кг), закачиваемого в призабойную зону, определяется формулой

G = 10–3С0ОЛт, (6.170)

где G0 - рекомендуемый удельный расход ингибитора на 1 м3 выносимой из скважины воды, 10–3 кг/м3; & - объем выносимой воды, м3/сут; т — продолжительность предполагаемого проектного времени защиты оборудования от солеотложения, сут; А — коэффициент неравномерности выноса ингибитора (А = = 1,5-2,0).

Расчетное количество ингибитора G используют для приготовления 1-5%-ного раствора в пресной воде или для композиционного состава с добавками ПАВ, антифриза и т.д. Количество раствора Vр для закачки в призабойную зону определяется формулой

Vр = 100-С/СиРр, (6.171)

где Си — рекомендуемая концентрация ингибитора в растворе, %; рр — плотность раствора ингибитора, кг/м3.

Объем продавочного раствора Vпр (воды или водного раствора метанола) для закачки ингибитора в пласт определяется по формуле

Упр = nmhR2 + Vтр,

где т — пористость призабойной зоны, %; h — толщина пласта, м; R — радиус проникновения ингибитора в пласт, м; Vтр — объем труб в скважине, м3.

При возможности ингибирующий раствор целесообразно продавить в пласт газом. После продавливания ингибитора в призабойную зону скважину не эксплуатируют в течение 20-24 ч. Повторная закачка ингибитора в пласт производится при снижении содержания ингибитора в добываемой продукции до установленного уровня, т.е. до (1-5)-10-3 кг/м3.

При непрерывном ингибировании расход ингибитора G определяется формулой

G = 10-3ОА. (6.172)

По рассчитанному количеству ингибитора G приготавливают 0,1-1,0%-ный раствор для непрерывной подачи его через затрубное пространство в скважину. В зимнее время в водный раствор ингибитора добавляют антифриз. При возможности образования гидратов и коррозии оборудования ингибитор солеотложения закачивают совместно с ингибиторами коррозии и гидратообразо-вания.

ПОДБОР ИНГИБИТОРОВ СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ

При подборе ингибитора солеотложения учитываются:

его эффективность применительно к данному технологическому процессу;

возможность применения при существующих эксплуатационных условиях;

618

совместимость с другими химическими реагентами в системе.

Пригодность ингибитора изучается в лабораторных условиях. Ингибиторы солеотложения должны обладать: ингибирующей активностью, совместимостью с пластовой водой, коррозионной, пенообразующей и эмульсиообразующей пассивностью, термостойкостью и т.д.

Ингибирующая активность раствора ингибитора зависит от состава образующихся солей и состава — марки ингибитора. Например, для испытания ингибиторов гипсоотложения можно использовать раствор, полученный из NaCl — 1550 мг-экв/л, MgCl2?6H2O — 91 мг-экв/л, NaSO4 — 227 мг-экв/л и CaCl2?2H2O — 271 мг-экв/л. Такую модель получают следующим образом: предварительно готовят 50 мл раствора, содержащего NaCl, CaCl2 и MgCl2; к этому раствору добавляют расчетное количество ингибитора и хорошо перемешивают. Затем раствор смешивают с 50 мл нормального раствора Na2S OД4л. я испытания ингибиторов отложения карбонатного типа используют модель на базе NaCl — 1370 мг-экв/л, MgCl2?6H2O — 4,4 мг-экв/л, NaHCO3 — 12 мг-экв/л и CaCl2 — 13,6 мг-экв/л.

Защитный эффект Э (в %) ингибитора определяют по формуле

Э = 100(?0 - ?)/?0, (6.173)

где ?0, ? — массы осадков, выпавших из контрольного и испытуемого растворов, мг.

Массу осадка замеряют прямыми и косвенными методами. Защитный эффект может быть определен путем использования концентрации осадкообра-зующего иона в растворе по формуле

Э = 100(Nр - Nк)/(N0 - Nк), (6.174)

где Nр, Nк, N0 — концентрации осадкообразующего иона в растворе с ингибитором, без него и в исходном растворе, мг/л.

Результаты расчетов необходимого количества задавливаемого ингибитора в зависимости от объема выносимой из скважины воды приведены в табл. 6.9.

Схема оборудования устья скважины для проведения задавки ингибитора солеотложений в виде пенной системы такая же, как при пенокислотных и спиртопенокислотных обработках.

В начальный период, перед закачкой в скважину вспененного ингибитора солеотложений в НКТ закачивается водный раствор ингибитора в таком объеме, чтобы давление на устье скважины было на 0,2–0,3 МПа ниже, чем давление газа, поступающего для вспенивания раствора по шлейфу данной скважины со стороны УКПГ. После снижения давления на «головке» скважины до необ-Т аблиц а 6.9

Расчетное количество ингибиторов (НТФ) и предлагаемого ингибирующего состава, задавливаемого в пласт, в зависимости от объема выносимой из скважины воды

Количество выносимой воды, м3/сут
Количество
ингибитора, кг
(в пересчете на
НТФ)
Количество
раствора
(предлагаемого
состава), м3
Количество выносимой воды, м3/сут
Количество
ингибитора, кг
(в пересчете на
НТФ)
Количество
раствора
(предлагаемого
состава), м3

0,5 1,0 2,5 5,0 10,0 15,0
5
10
25
50
100
150
0,25 0,50 1,25 2,50 5,0 7,5
20,0 25,0 30,0 30,5 40,0 50,0
200 250 300 350 400 500
10,0 12,5 15,0 17,5 20,0 25,0

619

ходимой величины, не прекращая закачки раствора в НКТ, начинают подачу газа высокого давления шлейфом из другой скважины для образования в скважине пены. Объем подаваемого газа должен обеспечить необходимую степень аэрации, которая в пластовых условиях должна быть не менее 1,5–2,0.

После закачивания в скважину ингибирующего раствора его продавлива-ние в пласт осуществляется пресной водой или газом. Объем закачиваемого газа для продавливания в условиях скважин Оренбургского месторождения должен быть не менее 200–300 тыс. м3. После окончания продавливания скважину закрывают на 20–24 ч для адсорбции ингибитора на породе пласта. По истечении указанного времени скважину вводят в эксплуатацию с постепенным выводом ее на рабочий режим.

Повторное закачивание ингибитора солеотложения в пласт производится при снижении содержания НТФ в попутно добываемой воде ниже 5 г/м3.

СПОСОБЫ УДАЛЕНИЯ НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ

В газопромысловой практике возникает необходимость в периодическом удалении отложений неорганических солей из скважины, НКТ и оборудования даже при условии применения способов предупреждения их образования.

Удаление образовавшихся отложений производится двумя способами: механическим и химическим. К механическим относятся разбуривание, рассверливание солей и использование гидромониторов. К химическим относятся следующие способы: удаление гипса с помощью карбонатных, бикарбонатных реагентов и гидроксидов с последующим растворением продуктов реакции соляной кислотой, а также обработка комплексообразующими реагентами.

Отложения, представленные хлоридами натрия, вымываются пресной водой или водными растворами метанола. Осадки карбоната кальция эффективно удаляются растворами соляной кислоты.

Наиболее трудоемким является удаление сульфатов кальция. При химическом способе их удаления происходят следующие реакции:

CaSO4?2H2O + Na2CO3 = CaCO3 + Na2SO4 + 2H2O;

CaCO3 + 2HCl = CaCl2 + H2O + CO2;

CaSO4?2H2O + NaOH = Ca(OH)2 + Na2SO4 + 2H2O;

Ca(OH)2 + 2HCl = CaCl2 = 2H2O.

С целью выявления эффективных химических реагентов и композиций для удаления отложения гипса в газопромысловом оборудовании Оренбургского газоконденсатного месторождения в лабораторных условиях были опробованы различные химические реагенты.

В качестве растворителей использовались водные растворы щелочей, растворы органических и неорганических кислот, растворы солей угольной кислоты и удалитель Р-221 фирмы «Петролайт». Исследования проводились в динамических условиях при различных соотношениях объемов реагентов и осадков, что позволило приблизиться к естественным условиям и провести сравнительную оценку действий различных реагентов на осадки гипса.

Из приведенных реагентов наибольшей растворяющей способностью гипсовых осадков обладает композиция на основе дигидрата динатриевой соли

620

этилендиаминтетрауксусной кислоты (трилон Б) и гидроксида натрия, содержащихся в следующей пропорции (в % по массе):

Трилон Б ................................................................................ 6

Гидроксид натрия .............................................................. 15

Вода ........................................................................................... 79

Состав для удаления сульфата кальция готовится в специальной емкости при интенсивном перемешивании.

Для технологичности и повышения эффективности процесса удаления осадков гипса при отрицательных температурах внешней среды в условиях образования газовых гидратов в состав дополнительно включают метанол. При приготовлении состава вначале трилон Б и гидроксид натрия растворяют в воде, затем добавляют необходимое количество метанола.

Подача реагента в скважины осуществляется агрегатами «Азинмаш-30».

В том случае, если в состав осадка кроме гипса входит значительное количество карбоната кальция, удаление таких осадков проводится периодической подачей в скважину состава на основе трилона Б и раствора соляной кислоты, т.е. используются двухстадийные обработки.

При интенсивном образовании осадков солей в НКТ скважин их удаление проводится комбинированными методами — химическим и механическим. Удаление производится одновременно за счет воздействия химических реагентов и ударов ясса, спускаемого в НКТ в связке со снарядным устройством.

Механическое удаление осадков производится с помощью средств канатной техники через лубрикатор.

Как видно из вышесказанного, комплексное применение ингибиторов со-леотложения, гидратообразования и коррозии является эффективным способом решения многих осложнений при добыче газа.

Механическое удаление солей хорошо отработано с помощью канатной техники, что позволяет полностью восстановить первоначальный дебит газа и дает большой экономический эффект.

Знакомства

для

настоящих

нефтяников

и

газовиков

Я:

Ищю:

от лет

до лет

В данной библиотеке представлены книги исключительно для личного ознакомления.
Запрещено любое копирование не для личного использования, а также с целью использования в коммерческих целях.
В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуемся убрать указанные книги из перечня ознакомительной библиотеки.
Копирование, сохранение на жестком диске или иной способ сохранения произведений осуществляются пользователями на свой риск.
МИРЗАДЖАНЗАДЕ А.Х., КУЗНЕЦОВ О.Л., БАСНИЕВ К.С., АЛИЕВ З.С.
Основы технологии добычи газа

Глава № 6

Навигация

Аннотация-Оглавление-Предисловие-Список литературы

Глава 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

по всем вопросам и предложениям Вы можете обращаться на neft-i-gaz@bk.ru Администрация сайта