Файл: Закиров, С. Н. Проектирование и разработка газовых месторождений учебное пособие.pdf

В ур ав н ен и и (6)

мальный дебит и соответственно такое минимальное значение забой­ ного давления, при котором не происходит разрушения коллектора. Вычисляются значения параметров ф и if. Найденные величины q, р с, ср и т|) подставляются в (6) и определяется значение допустимого градиента давления С на стенке скважины.

Уравнение (6) представляет собой математическую запись техно­ логического режима поддержания на стенке совершенной скважины максимально допустимого градиента давления С (для случая экс­ плуатации скважины, вскрывшей рыхлый коллектор). Это уравне­ ние означает, что при эксплуатации скважины в условиях рыхлых коллекторов изменение дебита скважины и забойного давления должно быть таким, чтобы соблюдалось тождественно условие (6).

Для несовершенной скважины вместо уравнения (6) имеем

Здесь Fc — площадь поверхности перфорационных каналов, через которые газ притекает в скважину.

Таким образом, в случае рыхлых коллекторов разрушение ске­ лета пористой среды можно предотвратить установлением и поддер­ жанием в процессе эксплуатации скважин соответствующего техно­ логического режима. Оптимальным является технологический режим поддержания на стенке скважины максимально допустимого гра­ диента давления. Основные затруднения с применением данного режима определяются приближенностью вычисления коэффициен­ тов ср, ф, фнс и фнс в уравнениях (6) и (7) из-за приближенного опре­ деления фактических степени и характера совершенства скважин. Поэтому в условиях рыхлых коллекторов применяется и режим допустимой депрессии на пласт.

Необходимо иметь в виду, что установление допустимого технологического режима эксплуатации скважин — не единственный способ борьбы с разрушением скелета пористой среды и выносом продуктов разрушения на поверхность. В последнее время находят применение методы укрепления скелета пористой среды призабойной зоны различными смолами. Другой путь предотвращения выноса песка — оборудование забоя скважин различными фильтрами. При­ менение фильтров можно рекомендовать, видимо для пластов небольшой мощ­ ности. В пластах большой мощности увеличивается опасность преждевременного обводнения скважин вследствие неоднородности по коллекторским свойствам отдельных пропластков и неравномерного дренирования их. Исследование сква­ жин для установления характера дренирования и проведение работ по избира­ тельной интенсификации затрудняются в скважинах, оборудованных фильтрами {Шебелинское месторождение).

60

когда пробуренное число скважин превышает потребное их число. Тогда плановый отбор газа из месторождения в течение определен­ ного времени обеспечивается имеющимся числом эксплуатационных скважин.

Трудности разбуривания месторождений с большим этажом га­ зоносности (Вуктыл) при пониженных пластовых давлениях или трудности освоения месторождений в суровых климатических усло­ виях (Тюменская область) приводят к необходимости максимального сокращения сроков разбуривания месторождения — до окончания периода постоянной добычи газа. Тогда при проектировании раз­ работки исходят из условия эксплуатации скважин при постоянных дебитах (в этом случае месторождение должно быть разбурено к на­ чалу периода постоянной добычи газа).

Впоследнее время для месторождений с низкой пластовой тем­ пературой допустимый дебит скважин определяется из соображений безгидратной их эксплуатации (Ю. П. Коротаев, Б. Л. Кривошеин).

Газовые и газоконденсатные скважины при наличии жидкости на забое рекомендуется эксплуатировать при таких дебитах, кото­ рые не меньше минимально необходимых для удаления жидкости

сзабоев (Р. Тэрнер, М. Хаббард, А. И. Ширковский и др.).

А. А. Абрамяном показано, что при определенных скоростях (И м/с) движения по колонне насосно-компрессорных труб газа, содержащего углекислоту, наблюдается эрозионно-коррозионное раз­ рушение муфтовых соединений труб. Поэтому, например, на место­ рождении Шатлык эксплуатация скважин предусматривается при скоростях движения газа по насосно-компрессорным трубам, не пре­ вышающих предельно допустимые.

Вряде исследований в качестве условия, ограничивающего дебит

скважины, рассматривается возможность вибрации наземного обору­ дования, что может приводить к усталостному разрушению арматуры (Е. В. Левыкин, Н. В. Черский).

Месторождения природных газов очень часто подпираются кон­ турными или подошвенными водами. При разработке месторождений по мере падения пластового давления происходит продвижение гра­ ницы раздела газ—вода, т. е. внедрение воды в газовую залежь. Неоднородность пласта по коллекторским свойствам, разнодебитность скважин приводят к неравномерному движению границы раз­ дела газ—вода как по площади залежи, так и по мощности пласта. Это может привести к преждевременному обводнению скважин, оставлению целиков газа, невыработанности пропластков и т. д. Для повышения газоотдачи следует применять методы регулирования движения границы раздела газ—вода.

Регулировать движение границы раздела газ—вода можно, в част­ ности, соответствующим распределением заданного отбора газа из залежи по отдельным скважинам. В этом случае допустимые де­ биты получаются в результате решения задачи регулирования дви­ жения границы раздела газ—вода. В настоящее время решения (и даже приемлемой формулировки) такой задачи еще не найдено.

62

Внедрение воды в газовую залежь определяется работой всей системы эксплуатационных скважин. При эксплуатации скважин в пласте образуются депрессионные воронки. Если скважины распо­ ложены в водоплавающей части месторождения, то образование депрессионных воронок вокруг скважин может привести к локаль­ ному движению границы раздела газ—вода, т. е. к. образованию {под скважиной) конуса подошвенной воды. Считается, что поддер­ жание определенного допустимого дебита скважины может привести к образованию стационарного конуса и предотвратить обводнение скважины за счет конусообразования.

Разработка теории стационарного конуса была начата М. Маскетом и Р. Д. Виковым [45]. Авторы, пренебрегая влиянием конуса на распределение давления в пласте, использовали решение задачи относительно притока жидкости к несовершенной скважине с непро­ ницаемыми кровлей и подошвой пласта. При этом завышенное зна­ чение предельного безводного дебита нефти определяется из условия, чтобы градиент давления на вершине конуса удовлетворял следу­

ющему неравенству

др_

И. А. Парный предложил универсальные кривые для определе­ ния указанным методом М. Маскета завышенных (по сравнению с истинными) значений безводных дебитов нефти и метод определе­ ния заниженных значений этих дебитов.

Вдальнейшем проблеме стационарного конуса при эксплуата­ ции нефтяных скважин было посвящено значительное число иссле­ дований [68].

Исследование предельного безводного дебита и предельной без­ водной депрессии для газовых скважин при наличии подошвенной воды было проведено Б. Б. Лапуком и С. Н. Кружковым с учетом допущения М. Маскета о малом влиянии конуса подошвенной воды на распределение давления в газоносном пласте. При этом учитыва­ лось и влияние характерных особенностей кривых распределения давления газа в пласте.

Вработах Б. Б. Лапука, А. Л. Брудно, Б. Е. Сомова, А. П. Телкова приводятся универсальные графики для расчета предельного безводного дебита и формулы для определения безводной депрессии

внефтяных и газовых скважинах с двойным несовершенством. Гра­ фики получены на основе решения задачи о конусе подошвенной воды в стационарной постановке при учете влияния конуса на рас­ пределение давления в газовой (нефтяной) части пласта за преде­ лами радиуса г = z (где z — расстояние от кровли пласта до поверх­ ности конуса). В отмеченных работах приводится метод расчета предельной безводной депрессии при нелинейном законе фильтра­ ции газа в пласте. М. Т. Абасовым и К. Н. Джалиловым [1] иссле­ довалось влияние экранов и неоднородности пласта на предельный

безводный дебит.

63

Современная теория стационарного конусообразования является прибли­ женной из-за сложности самой проблемы. Этой сложностью объясняется и суще­ ствование мнения о невозможности стационарного конусообразования. При этом выдвигаются следующие доводы.

Условие (11) может быть критерием отсутствия движения воды лишь тогда, когда подошвенная вода, находящаяся под скважиной, не обладает упругим запасом, является неподвижной («мертвой»). На практике водоносные бассейны, к которым приурочены нефтяные и газовые месторождения, имеют большой упругий запас, обеспечивающий не только локальный, но и общий подъем «зер­ кала» подошвенных или краевых вод. Следовательно, даже небольшое измене­ ние давления, вызванное работой скважины, приводит к проявлению действия упругих сил водоносного пласта, к подъему конуса воды под забоем скважины вне зависимости от выполнения или невыполнения условия (И) на границе раз­ дела. Тем более сказанное справедливо при разработке нефтяных и газоконден­ сатных месторождений с законтурным заводнением.

При разработке газовых залежей, даже если пласт и подошвенная вода не обладает упругим запасом (например, при наличии в залежи «карманов», запол­ ненных водой), неравенство (И ) не является условием отсутствия движения подошвенной воды. В данном случае носителем упругой энергии, за счет которой образуется конус, является газ.

Из сказанного делается вывод, что дебит скважины (депрессия) не является ограничивающим фактором обводнения газовых скважин подоншенными водами. Это означает, что конусообразование нельзя рассматривать как стационарный процесс, и обводнение скважин конусом воды — явление естественное и, в прин­ ципе, неизбежное.

Проблеме нестационарного конусообразования посвящено зна­ чительное число работ [46, 68].

Методы расчета теории нестационарного конусообразования не нашли еще широкого распространения. Объясняется это, в част­ ности, сложностью получения информации об изменении параметров пласта под забоем скважины. Кроме того, известные решения осно­ вываются на тех или иных упрощающих допущениях.

Однако на практике обводнение скважин подошвенными водами, видимо, наблюдается редко вследствие анизотропности, неоднород­ ности пласта по мощности и наличия глинистых пропластков. Не­ однородность пласта по мощности, глинистые пропластки приводят к тому, что скважины обводняются не в результате конусообразова­ ния, а в результате продвижения воды к забоям скважин по отдель­ ным наиболее дренируемым пропласткам. Обводнение скважины (в результате поступления воды по нижним пропласткам) часто можно ошибочно объяснить конусообразованием. Обводнение сква­ жин вследствие образования конусов вполне возможно в условиях трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторов.

Наиболее реальным является механизм обводнения скважин за счет про­ движения воды по отдельным пропласткам, а не за счет конусообразования (даже в месторождениях, подстилаемых подошвенной водой). Поэтому не вполне обосновано опасение располагать скважины и в водоплавающих зонах газовых месторождений.

Итак, для определения и обоснования технологических режимов эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, следует учиты­ вать те или иные ограничивающие природные факторы. Однако при учете любого ограничивающего фактора необходимо стремиться

64