2003_МИРЗАДЖАНЗАДЕ А.Хи др.-Основы технологии добычи г / 6

5.Режим постоянной скорости потока по стволу скважины, в особенности

âинтервале 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 коррозионноэррозионного 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 значи- тельно 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 Dîáñ = 0,20 ì, à Dôîí = 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 è Í2S 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 pó = 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 pç < pð è Òç > Òð, что равносильно исключению возможности образования гидратов в призабойной зоне пласта, и pç < pð è Òç > Òð, 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 Òïë ≈ 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 добы- чи 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.

516

6.3.МЕТОДЫ ОБОСНОВАНИЯ КРИТЕРИЕВ

ИИХ ПРЕДЕЛЬНЫХ ЗНАЧЕНИЙ

ПРИ ВЫБОРЕ РЕЖИМА РАБОТЫ СКВАЖИН

ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА РАБОТЫ СКВАЖИН

ВУСЛОВИЯХ ДЕФОРМАЦИИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ

ИРАЗРУШЕНИЯ ПЛАСТА

Вертикальные скважины. Обоснование технологического режима работы скважин при проектировании разработки месторождений в условиях значи- тельной 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 разруше-

íèþ è ò.ä.

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 немного- численных 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 сеноманские 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 ÌÏà Qïð 1 = 30 г за 30 мин работы скважины, а при ∆p4 = 0,518 ÌÏà Qïð 4 = 25 г, т.е. вынос песка меньше, чем на первом режиме за те же 30 мин работы. Почему скв. 2115 при ∆p1 =

517

					Ò à á ë è ö à		6.1
	Результаты замеров количества выносимых примесей за 30 мин по скважинам
				при различных депрессиях
Параметры					Номер скважины
		2145	2133	2119		2115		2038	3036	270		2111
∆p1, ÌÏà		0,227	0,17	0,381		0,104		0,247	0,213	0,539		0,131
Qïð1, ã		30	20	350		30		100	15	15		30
∆p2, ÌÏà		0,291	0,244	0,493		0,131		0,330	0,299	0,800		0,188
Qïð2, ã		15	40	370		20		100	5	20		10
∆p3, ÌÏà		0,385	0,321	0,569		0,172		0,444	0,420	0,1169		0,258
Qïð3, ã		20	65	400		25		100	5	30		10
∆p4, ÌÏà		0,518	0,453	0,685		0,253		0,803	0,553	0,1578		0,339
Qïð4, ã		25	120	500		30		140	15	40		56
∆p5, ÌÏà		0,633	0,593	0,395		0,335		0,569	0,745	0,1861		0,472
Qïð5, ã		30	160	350		35		120	20	50		100
∆p6, ÌÏà		–	–	–		0,124		–	0,228	–		0,138
Qïð6, ã		–	–	–		20		–	5	–		20
= 0,104 ÌÏà è ∆p4 = 0,253 ÌÏà					выносила одинаковое количество песка Q1 =
= Q4 = 30 г за 30 мин, а при депрессии на пласт ∆pç = 0,172 ÌÏà Qïð 3 =
= 25 ã	песка. Аналогичные результаты получены по скв. 2111, которая при
∆p1 = 0,131 МПа выносила песка Qïð 1 = 30 ã, ïðè ∆pç = 0,258 ÌÏà												Qïð 3 =
= 10 ã, à ïðè ∆p5 = 0,472 ÌÏà					Qïð 5 = 100 г. Как были обоснованы режимы

проектных скважин с такими данными, и на основании чего предельная депрессия ∆pïðåä = 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 изу- чения определяющего фактора? Проектировщик должен был составить специальную программу для показательных контрольных исследований, обеспечи- вающих не только разрушение призабойной зоны, но и вынос продукции разрушения, и качественного отделения этой продукции из газа.

Причем для установления зависимости количества примеси Qïð 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 технологиче- ского 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:

à– однородный пласт; á – пласт, в нижней части которого сравнительно низкая проницаемость; â – пласт, в верхней части которого сравнительно низкая проницаемость (в нижней части она выше)

новатых коллекторах. Проведение таких исследований не связано с техниче- скими 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 =	a + a2 + 4b∆p2	.	(6.1)
	2b

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

Q = a R [−1 +	1 + 4b α / a 2] / 2b ,	(6.2)
êð
ãäå
a = µïëz ïëTïëpàò/πêhTñò;	b = ρñòpàò z ïëT ïë/2π2lh2Tcò;	(6.3)

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

α = 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:

α =	a Q	+	b Q2	.	(6.5)
	L4h(R)p
			L216h2(R)p

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

α =	a Q	+	b Q2		,	(6.6)
			L216R2p
	L4Rñ pçä			çä
			ñ

ãäå pçä — 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

Q

=

−a +

a2 − b

8R2 p

L/b ,

(6.7)

êð

1

1

c çä

1

ãäå

à1 = à /4Rcpçä

è

b1 = b α/4Rcpçä.

(6.8)

Интегрируя уравнение

(6.5), с учетом (6.7) и (6.8) получим

2

2

= A1

2

2

}+

pïë − pçä

{−a1 +

a1

− b1

8Rc

pçäL/b

2

2

},

+B1 {a1 −

a1

− b1 8Rc pçäL/b

(6.9)

где значения коэффициентов À1 è Â1 определяются по формулам, приведенным раньше.

Уравнение (6.9) решается численным методом и позволяет находить pçä, а затем величину Qêð.

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 вы-

соты пробки hïð на производительность вертикальных скважин при kïð =

520

Рис. 6.5. Зависимость относительного дебита вертикальной скважины от относительной высоты пробки:

1 — ïðè kïð > kïë; 2 — ïðè

kïð = 50kïë

= kïë (кривая 1) è kïð = 50 kïë (кривая 2). Из этих зависимостей видно, что образование пробки даже высокой проницаемости существенно снижает дебит

скважины. При одинаковой относительной высоте пробки hïð = hïð /h разница между дебитами составляет около 10 %. Так, например, при hïð = 0,3 относи-

тельный дебит при kïð = kïë равен Q = 0,55, à ïðè kïð = 50kïë Q = 0,65 îò

дебита скважины при hïð = 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 = [p2	− p2	]h th(b/a)0,5	,	(6.10)
ïë	ç	ïð

ãäå hïð — высота пробки. В рассматриваемом случае hïð= h, ãäå h — толщина продуктивного пласта; à è b — коэффициенты сопротивления, определяемые по формулам

a = µzp T

ln

Rk

/ πkT ;

b = 2µzp T

/πK T R2 .

(6.11)

àò ïë

ñò

àò ïë

ïð

ñò ñ

Rc

2. При частичном перекрытии пласта пробкой относительный дебит

= Q

/Q

= 1 −[1 − th(b/a)0,5 h

/(b/a)0,5 h

]h /h,

(6.12)

Q

ïð

á.ïð

ïð

ïð

ïð

ãäå Qá. ïð — дебит скважин без пробки.

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

Q =	p2	(1	− åDhæ )		+	p2 h		(6.13)
	ç					ïë æ	,
			aD
						a
ãäå
D = 0,683ρ[ϕ + (1 – ϕ)ρæ/ρãð]/zñðÒñð;								(6.14)

ϕ — истинное газосодержание потока; ρãð — плотность газа в рабочих условиях. Значение истинного газосодержания может быть заменено расходным газосодержанием β, определяемым по формуле

β = Qãð /(Qãð + Qæ),

(6.15)

Qãð — дебит газа при рабочих условиях pñð è Òñð по стволу скважины, величину которого следует определить из равенства

Qãð = QñòpàòÒñðzñð/pcðÒñò,

(6.16)

Qñò — дебит газа при стандартных условиях, т.е. при pàò è Òñò = 293 К. Значения pñð è Òñð определяются по формулам

pñð = (pó – pç)/2 è pñð = (Òó – Òç)/2.

(6.17)

Для повышения точности расчетов следует общую глубину ствола L разделить на элементы ∆L, а затем полученные результаты просуммировать. Вели- чину ρãð нужно вычислить из уравнения состояния:

ρãð = ρñòpñðÒñò /pàòzñðTñð.

(6.18)

Характер изменения относительных дебитов при полном и частично перекрытии продуктивного интервала песчаной пробкой показан на рис. 6.6, à è á. Как видно из рис. 6.6, à, 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, á 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 k/kïð:

à — при полном перекрытии пробкой продуктивного пласта с толщиной 1; 5 и 10 м (соответственно кривые 1, 2 è 3); á — при частичном перекрытии пробкой продуктивного пласта толщиной 1; 10; 20 и 30 м (соответственно кривые 1, 2, 3 è 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 призабойной зоны от бурового раствора. Поэтому в качестве критерия технологи- ческого режима, если использованы все, кроме dp/dõ = сonst, необходимо оценить возможность пробкообразования с позиции разрушения призабойной зоны. Для этого предлагается графическая зависимость между высотой пробки hïð и депрессией ∆p 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 = [põ=0 – p]/[ pïë – pç] hïð = [1 – 1/ch(b/a)0,5hïð]/hïð.

(6.19)

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

ρï104/[pïë – pç] = [1 – 1/ch(b/a)0,5hïð].

(6.20)

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

ρïbhïð2 10−4

−bh

+

2aρï10−4

= 0,

(6.21)

ðïë − ðç

ïð

ðïë

− ðç

откуда

h

=

104

(ð

−

ð )

−

108(ð

− ð )2

−

2a 0,5

;

(6.22)

ïë

ç

ïë

ç

ïð1

2ρï

4ρ2

b

ï

523

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

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

h

=

104

(ð

− ð )

−

108(ð

− ð )2

−

2a 0,5

.

(6.23)

ïë

ç

ïë

ç

ïð2

2ρï

4ρ2

b

ï

Формула (6.23) может быть использована для расчета критической высоты столба жидкости, при которой скважина будет самозадавливаться. Для самозадавливания скважины необходимо, чтобы на нижней части столба давление põ=0 было равным пластовому, т.е. põ = 0 = pïë. Ïðè ýòîì, ò.å. ïðè õ = 0 коэффициент b = ∞. Тогда из формулы (6.23) находим:

hïð = 104(pïë – pç)/ρï.

(6.24)

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

hïð = h + 104(pïë – pç)/ρï.

(6.25)

Предлагаемые формулы должны быть использованы для пробок с пласти- ческими 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