Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. Некоммерческий фонд имени профессора А. В. Аксарина

• Название: Некоммерческий фонд имени профессора А. В. Аксарина
• Дата: 28.01.2020
• Размер: 2.61 Mb.
• Имя файла: Разработка газовых и газоконденсатных месторождений.doc
• Тип: Документы; #106122
• страница: 49 из 65

4.4.2. Влияние разрушения призабойной зоны на

технологический режим эксплуатации[10]
В процессе разработки газовых месторождений деформация пласта проходит повсеместно, а в призабойной зоне – с момента пуска скважины в эксплуатацию. Причиной деформации призабойной зоны может быть как снижение давления при освоении и эксплуатации скважины, так и его повышение при вскрытиии пласта. Степень деформации коллекторов зависит от их упругих свойств и величины депрессии.
4.4.2.1. Влияние упругих свойств и депрессии на

разрушение коллекторов[1]
Газоносные коллектора обладают определенными прочностными свойствами. Показатели устойчивости пород зависят от их структуры, пористости, проницаемости, глубины залегания, свойств и количества насыщающих их жидкостей и газов, а также ряда других факторов.

Градация коллекторов по устойчивости в зависимости от депрессии:

неустойчивые – разрушающиеся при градиенте до 0,5 МПа/м;

слабоустойчивые -- при 0,5-10,0МПа/м;

среднеустойчивые – при 10,0-15,0МПа/м;

устойчивые неразрушающиеся при 15,0 МПа/м.
Способы определения допустимой депрессии:

по технико- эксплуатационным данным скважин;

по величине градиента давления и скорости фильтрации;

по данным механических свойств коллекторов, слагающих призабойную зону;

по установленной зависимости критических значений фильтрационного потока от радиуса разрушения пород призабойной зоны.

В целом все методы определения допустимой депрессии базируются на прочностных характеристиках горных пород.

Характеристика способов определения допустимой депрессии. Для определения допустимой депрессии по технико-эксплуатационным данным необходимо изучение материалов эксплуатации скважин. Анализируя содержание песка в добываемой продукции на различных режимах, суммарные отборы, межремонтные периоды и другие показатели эксплуатации, устанавливают величину депрессии, при которой обеспечивается оптимальный технологический режим работы скважины.

Для определения допустимой депрессии по величине градиента давления и скорости фильтрации необходимо знание зависимостей этих параметров от радиуса разрушения. Принципиально такой способ в условиях деформации призабойной зоны наиболее правильный. Однако при этом возникают трудности, связанные с необходимостью экспериментального установления предела устойчивости всего продуктивного разреза. При наличии слабоустойчивых коллекторов выполнение данного условия трудоёмко, а в ряде случаев невозможно. Если продуктивный разрез сравнительно однороден по упругим параметрам и образцы породы не разрушаются в процессе отбора и изучения в лабораторных условиях, то этот способ позволяет достаточно надёжно установить оптимальный технологический режим эксплуатации скважины. Большинство газовых месторождений не однородны по разрезу и сложены слабоустойчивыми породами. Поэтому отбор представительной пробы и её изучение в условиях, близких к естественным, не всегда возможны.

Установить механические свойства пласта также трудно, как и определить градиент давления и критическую скорость фильтрации, при которых начинается разрушение призабойной зоны. Определённая по механическим свойствам депрессия на пласт, как правило, в несколько раз выше или ниже фактической величины эксплуатации без пробкообразования.

Следовательно, каждый метод имеет свои недостатки и необходим комплексный подход по оценке влияния различных факторов на деформацию пласта в призабойной зоне.

В условиях разрушения призабойной зоны, если даже контроль данных эксплуатации указывает на отсутствие песка в продукции скважины, происходит снижение или повышение производительности скважины. Это связано с длительностью образования песчаной пробки или постепенным очищением призабойной зоны от мелких частиц. При этом количественная оценка изменения дебита (при заданной постоянной депрессии) требует учета снижения дебита за счет общего падения пластового давления. На устойчивость коллекторов в призабойной зоне влияет технология их вскрытия и освоения. Если разрушение породы начинается с некоторого значения предела прочности, то определение допустимой депрессии не вызывает затруднений. Если же предел прочности практически равен нулю, то определение допустимой депрессии затруднительно. В данном случае применяют методику Алиева [5] определения допустимой депрессии для непрочных, разрушающихся коллекторов. Сущность данной методики заключается в том, что критический градиент давления и скорость фильтрации, разрушающих породы, определяются в зависимости от радиуса разрушения призабойной зоны R_кр . Для определения критического радиуса разрушения пород можно воспользоваться номограммами или эмпирическими формулами.

4.4.2.2. Процесс разрушения коллекторов и методы ограничения

процесса разрушения коллекторов[10]
Описание процесса разрушения в зависимости от времени. При превышении критического градиента давления, когда процесс разрушения возможен и скорость фильтрации обеспечивает вынос частиц, разрушение может происходить длительное время, так как в условиях образования каверны максимум градиента давления сдвигается к контуру пласта. Но по мере перемещения зоны разрушения от стенки к контуру площадь фильтрации увеличивается, и при постоянном дебите скважины уменьшается скорость фильтрации. Следовательно, даже для неправильно выбранного режима эксплуатации с выносом песка наступает время, когда вынос прекращается. Поэтому для установления оптимального технологического режима эксплуатации использование результатов только кратковременного испытания пластов недостаточно. Для определения дебита или депрессии, при которых происходит разрушение призабойной зоны, необходимы данные неоднократных или длительных исследований либо данные эксплуатации скважин.

Методы ограничения процесса деформации коллекторов:

• 
  поддержание минимального градиента, меньшего, чем допустимое его значение;
  
• 
  поддержание скорости фильтрации, при которой не возможен вынос частиц.
  
• 
  применение механического или химического способа крепления забоя скважины.
  

Второй способ в условиях разрушения пласта приводит к образованию песчаных пробок на забое и псевдоожиженного слоя в стволе скважины. Следовательно, его надо применять только в совокупности с первым способом.

4.4.2.3. Влияние песчаной пробки или столба жидкости на

производительность газовых скважин[10]
Причина образования пробок. В процессе эксплуатации деформация слабоустойчивых пород приводит к разрушению призабойной зоны. При скоростях потока газа, не обеспечивающих вынос частиц породы на поверхность, образуется песчаная пробка (рис.4.7), существенно влияющая на установленный технологический режим эксплуатации. Песчано-жидкостные пробки могут образовываться и при эксплуатации устойчивых коллекторов, где не происходит разрушения призабойной зоны при установленных депрессиях. Наличие пробки в этих случаях связано с проникновением бурового раствора в продуктивный пласт при бурении, конструкцией скважин, распределением дебита в интервале перфорации, содержанием жидких компонентов в продукции скважин, подачей ингибиторов и т.д.
Связь пробкообразования с технологическим режимом. При правильном выборе технологического режима эксплуатации с учетом характеристики пласта и скважины можно избежать образования значительных песчаных пробок или столба жидкости при самых неблагоприятных условиях, и, наоборот, при неоптимальных режимах в самых устойчивых коллекторах можно создать условия для образования столба жидкости или пробки в стволе скважины (рис.4.7). В условиях разработки можно обеспечить режим эксплуатации без образования песчаной пробки путём увеличения депрессии, но в случае не разрушающихся коллекторов.





Для изотропного пласта дебит газовой скважины монотонно увеличивается, начиная с нуля на подошве , и поэтому если фонтанные трубы спущены выше подошвы пласта, ввиду того что для подъема частицы потоком необходим дебит, превышающий определенную величину, наличие пробки или столба жидкости хотя бы небольшой высоты обязательно.

Псевдоожиженные пробки. Кроме неподвижной структуры на забое пробки могут образовываться и в стволе скважины в виде псевдоожиженного слоя. Размеры этого слоя зависят от размеров твердых частиц, свойств флюида и скорости потока газа. В зависимости от этих параметров существует определённая скорость, при которой неподвижный слой пробки начинает переходить в псевдоожиженное состояние. При этом степень расширения слоя уменьшается при увеличении газоконденсатного фактора. Влияние псевдоожиженного слоя меньше, чем неподвижной пробки, но при скорости потока меньшей скорости уноса этот слой после остановки скважины оседает на забой и приводит к падению производительности при дальнейшей эксплуатации.



Связь пробкообразования с производительностью скважины. Наличие пробки или столба жидкости приводит к снижению дебита. С количественной стороны, при примерно одинаковых проницаемостях пласта и пробки, а также когда проницаемость пробки меньше проницаемости пласта, влияние песчаной пробки на производительность газовой скважины может быть оценено как влияние несовершенства по степени вскрытия пласта. На различных этапах образования пробки и в зависимости от конструкции скважины меняется фракционный состав пробки, который предоопределяет изменение производительности скважин. С увеличением глубины спуска фонтанных труб в зону интервала перфорации содержание крупных фракций в пробке увеличивается.

Снижение производительности скважин, эксплуатируемых с песчаной пробкой, является результатом уменьшения площади фильтрации и увеличения дополнительного сопротивления. Величина этого сопротивления зависит от фильтрационных свойств пробки, фильтрационных параметров пласта (анизотропии пласта), расчленённности пласта, неоднородности по площади и разрезу, а также величины области перекрывания пласта пробкой.

Полное перекрытие пласта пробкой. При полном перекрытии пласта пробкой снижение дебита скважины тем существеннее, чем больше толщина пласта (рис.4.8). Так, например, при соотношении проницаемостей пласта и пробки k/k_пр=0,01 и толщине пласта h=1м производительность скважины ухудшается на 8%, а при h=10м - соответственно на 80%. При постоянной толщине пласта производительность резко ухудшается с увеличением k/k_п от нуля до 0,01.

Частичное перекрытие пласта пробкой. При частичном перекрытии забоя скважины пробкой, т.е. при h>h_пр , зависимость отношения суммарного дебита скважины с пробкой к общему дебиту без пробки Q от k/k_пр (рис.4.9) имеет тот же качественный характер, что и при полном перекрытии пласта пробкой, но с резким изменением в области значительно меньших относительных проницаемостей (k/k_пр близко к нулю).Таким образом, зона, перекрытая пробкой, практически не работает. Следовательно, при наличии непроницаемых пропластков в разрезе и образовании песчаных пробок ниже непроницаемого пропластка отработка газоносного пласта ниже непроницаемого пропластка происходит весьма незначительно.




Влияние столба жидкости на производительность[5]. Дебит скважины образуется из двух слагаемых: 1) дебита Q₁ газа, проходящего через столб жидкости, перекрывающей газоносный пласт; 2)дебита Q₂ газа, проходящего через неперекрытый интервал пласта .Четкое разделение потока газа в призабойной зоне на две части затруднительно и возможно только тогда, когда вертикальная проницаемость пласта равна или близка к нулю. Тем не менее, исследования показывают, что при принятом допущении и частичном перекрытии пласта жидкостью с увеличением депрессии на пласт темп снижения Q от h_ж уменьшается(рис. 4.10). При этом максимальная высота столба жидкости, при которой работает вся перекрытая жидкостью часть пласта . При этих высотах столба жидкости забойное давление р_з у подошвы пласта будет равно пластовому, и, следовательно, у подошвы прекратится движение. Если процесс накопления жидкости продолжается, то это означает, что для заданной конструкции скважины, начиная от подошвы пласта, происходит непрерывное отключение пласта снизу и часть столба жидкости уходит в пласт.