Если периоды нарастающей и постоянной добычи газа отличаются относительно стабильной работой эксплуатационных скважин, то период падающей добычи, как правило, сопровождается осложнениями в работе скважин. Наиболее характерные из них: накопление воды на забое скважин, образование песчано-глинистых пробок, разрушение призабойной зоны, деформация эксплуатационных колонн и др. Причинами таких
осложнений являются: снижение пластовой энергии в результате отбора газа из пласта, вторжение в залежь законтурных пластовых вод и изменение термобарических условий на забое и в стволе скважин [1, 2].
Более подробно причины осложнений в работе скважин рассмотрим на примере разработки Северо-Ставропольского газового месторождения, являющегося классическим примером месторождения с газовым режимом работы.
В промышленную разработку Северо-Ставропольское месторожение было введено в 1956 году. До 1965 года годовой отбор газа из залежи постоянно нарастал и достиг максимального своего значения в 1967 году.
Период 1965–1968 гг. является периодом постоянной добычи газа. Начиная с 1969 года, месторождение вступило в период падающей добычи.
Особенностью эксплуатации Северо-Ставропольского месторождения является то, что с целью поддержания высоких темпов добычи отбор газа из скважин осуществлялся по 146-мм и 168-мм эксплуатационным колоннам без насосно-компрессорных труб (НКТ). Поэтому по мере снижения пластовой энергии и дебитов скважин произошло снижение скоростей восходящего потока, что, в конечном итоге, вызвало необходимость изменения конструкции подъемного лифта скважин.
Таблица 1
.bmp)
.bmp)
К моменту снижения скоростей восходящего потока до величины, не обеспечивающей вынос на дневную поверхность жидкости и твердых частиц, по целому ряду эксплуатационных скважин наблюдалось накопление на забое песчаных пробок. Однако из-за особенностей геологического строения продуктивной части хадумского горизонта, являющегося основным эксплуатационным объектом Северо-Ставропольского месторождения, наличие песчаных пробок на забое не оказывало заметного влияния на работу скважин.
Необходимо отметить, что продуктивная толща хадумского горизонта сложена алевролитовой пачкой толщиной порядка 30 м. Алевролитовая пачка к низу переходит в пачку чередования (толщина 55–65 м), состоящую из переслаивания пропластков алевритов, алевролитов и глин. Коллекторские свойства пачки чередования значительно ниже алевролитовой пачки, поэтому основной приток газа происходит из верхней
части продуктивной толщи.
В таблицах 1 и 2 приведены данные по состоянию забоев cкважин на период начала смены лифта. Из данных таблицы 1 видно, что в скважинах, работающих по эксплуатационным колоннам, пробки или отсутствуют (скв. 7п, 42п, 31 и др.), или перекрывают 20
— 25 м нижней, наименее продуктивной части
интервала перфорации (скв. 8, 45, 152, 15 и др.).
В скважинах, ранее работавших по колонне, после спуска в них НКТ вследствие снижения дебитов за довольно короткий промежуток времени (3–5 мес.) происходит рост песчаных пробок, причем, как правило, подъем текущих забоев прекращается, не доходя 2–3 м до башмака лифтовых труб. Это, по всей видимости, объясняется тем, что при уменьшении депрессии прекращается разрушение скелета пласта (таблица 2).
Снижение производительности скважин в результате образования песчаных пробок не только изменяет технологический режим работы скважин, но и в целом влияет на основные показатели разработки месторождения.
Аналитические исследования влияния песчаной пробки на производительность скважины проводились в двух направлениях: влияние уплотненной песчаной пробки и влияние псевдосжиженного слоя. Теоретическому исследованию влияния проницаемости песчаной пробки на дебит скважины посвящена работа М. Маскета [3].
Объясняя физическую сущность влияния песчаной пробки на работу скважины, автор считает, что снижение производительности скважины, работающей с пробкой, происходит в результате уменьшения сечения площади фильтрации и увеличения дополнительного сопротивления, вызванного характеристикой пробки. Так, при отношении проницаемости пласта к проницаемости песчаной пробки k / kп = 0,1 дебит скважины уменьшается
примерно на 90% по сравнению с дебитом скважины с чистым забоем, т.е.
Q= Qп/Q = 0,1, где Q
— относительный дебит скважины;
Qп
— дебит скважины с песчаной пробкой;
Q
— дебит скважины с чистым забоем.
Необходимо отметить, что данные зависимости получены для нефтяных скважин, и их нельзя автоматически использовать для газовых скважин из-за нарушения линейности закона фильтрации как в пласте, так и вдоль песчаной пробки.
Характер влияния песчаной пробки на производительность газовой скважины рассматривали С.Н. Назаров и О.Б. Качалов [4]. Ими решена задача послойной фильтрации газа в предельно анизотропном пласте к одиночной скважине с песчаной пробкой на забое. При этом показано, что наличие песчаной пробки на забое скважины существенно снижает дебит газа. Результаты их расчетов представлены в таблице 3.
Из данных таблице 3 видно, что если даже проницаемость песчаной пробки в 100 раз больше проницаемости продуктивного пласта (k = 0,01) и пробка перекрывает 60% интервала перфорации (kh = 0,6), то производительность скважины снижается на 52% (q = 0,48).
Таблица 3
.bmp)
.bmp)
где K′
— относительная проницаемость.
Рассмотрим влияние песчаной пробки на работу газовой скважины на заключительной стадии разработки месторождения. Для этого введем понятие коэффициента снижения производительности скважины за счет наличия песчаной пробки, Kq.
При эксплуатации месторождения в газовом режиме происходит естественное снижение
производительности скважин во времени за счет падения пластовой энергии. Тем более, что в условиях разрушения призабойной зоны скважин, продуктивный пласт которых представлен рыхлыми, неустойчивыми породами, эксплуатация месторождения ведется, как правило, в режиме постоянной депрессии на пласт [1]. В это время происходит постепенное накопление песчаной пробки. Поэтому на начальной стадии
пробкообразования трудно оценить влияние песчаной пробки на величину снижения дебита, т.к. дебит снижается и за счет падения пластового давления.
Для уточнения влияния песчаной пробки на снижение дебита и предлагается ввести коэффициент снижения производительности скважины Kq = Q / Qр, (1)
где Q
— фактический дебит скважины с песчаной пробкой, тыс.мз/сут.
Qр
— теоретический расчетный дебит скважины на данный период времени с учетом снижения пластового давления, тыс.м3/сут.
Qр рассчитывается в зависимости от технологического режима эксплуатации скважины по формулам, приведенным в работе / 2 /, например, при режиме эксплуатации с постоянной максимально допустимой депрессией (Δ Р = сonst):
.bmp)
где A и B
— коэффициенты гидравлического сопротивления пласта;
Δ P
— депрессия для начального периода времени и начального дебита скважины Qн;
P t
— текущее средневзвешенное давление в залежи.
Если предположить, при приток газа к забою скважины подчиняется закону Дарси, то дебит скважины определяется по формуле:
.bmp)
где h
— толщина продуктивного пласта;
ko
— коэффициент проницаемости пласта;
μ o
— коэффициент динамической вязкости газа;
zo
— коэффициент сверхсжимаемости газа;
Тст, Т пл
— абсолютная температура газа, соответственно в стандартных и пластовых условиях;
Рст, Рк, Рс — давление газа в стандартных условиях, на контуре питания, на забое скважины, соответственно;
Rк, rc
— радиусы контура дренажа и скважины, соответственно;
С1, С2
— коэффициенты гидродинамического несовершенства скважины по степени и характеру вскрытия, соответственно.
Предположим, что проницаемость песчаной пробки равна нулю (это практически имеет место для Северо-Ставропольского месторождения, продуктивный пласт которого имеет большой процент глинистого материала). Тогда величины, входящие в первую часть формулы (1.3), можно принять постоянными, кроме h и C1. С учетом этого формула примет вид: Q = f (h / C1). (4)
Если предположить, что толщина продуктивного пласта в скважине соответствует интервалу перфорации, то есть кровля пласта совпадает с верхними перфорационными отверстиями, а забой
— с нижними, тогда коэффициент несовершенства скважины с песчаной пробкой на забое можно представить как:
Kр = hп / h ф, (5) где hп
— высота песчаной пробки от нижних перфорационных отверстий, м;
hф
— интервал перфорации (или высота фильтра) скважины, м.
В действительности практически каждая скважина имеет зумпф, однако будем считать, что песчаная пробка в нем не оказывает влияния на работу скважины.
Построим зависимость коэффициента снижения производительности скважины с учетом падения пластовой энергии (Кq) от коэффициента несовершенства скважины с песчаной пробкой на забое Kq = = f (Kп).
При расчетах теоретического дебита скважины на текущий момент времени коэффициент
гидравлического несовершенства скважины по степени вскрытия (С1) определялся по графикам Щурова В.И. и по формуле Зотова Г.А. [1].
.bmp)
.bmp)
где Kp
— коэффициент несовершенства скважины с песчаной пробкой.
На рис. 1 представлены графики зависимости Kq= f (Kp) для скважин 145, 119, 150, 79, 140 Северо-Ставропольского месторождения. Анализ графиков показывает, что для скважин Северо-Ставропольского месторождения песчаная пробка начинает оказывать существенное влияние на работу скважин после перекрытия пробкой 75,0% интервала перфорации.
Этот вывод хорошо согласуется с практическими данными, о чем сказано выше.
Кроме того, при решении вопроса о своевременной замене фонтанного лифта в скважине на меньший диаметр необходимо учитывать темп снижения пластового давления для сохранения достаточной скорости восходящего потока газа, обеспечивающим вынос твердых частиц, и капельной влаги.
При определении коэффициента гидродинамического несовершенства скважины по степени вскрытия предпочтительней использовать формулу Г.А. Зотова с учетом наших преобразований.
Рис. 1. График зависимости q (П) K = f K для скважин Северо-Ставропольского месторождения; 1
— с учетом падения РПЛ; 2
— с учетом коэффициента С1 для анизотропного пласта; 3
— с учетом коэффициента С1 (по формуле Л.Г. Зотова)
ЛИТЕРАТУРА
1. Зотов Г.А., Динков А.В., Черных В.А. Эксплуатация скважин в неустойчивых коллекторах. М.: Недра, 1987. С. 172.
2. Требин Ф.А., Макогон Ю.Ф., Басниев К.С. Добыча природного газа. М.: Недра, 1981. 248 С.
3. Маскет М. Течение однородной жидкости в пористой среде. М.: Гостоптехиздат, 1949.
4. Назаров С.Н., Качалов О.Б. Приток газа к скважине с песчаной пробкой на забое. Изв. вузов, серия «Нефть и газ», 1966. №2.
Автор: Долгов С.В., Зиновьев В.В., Зиновьев И.В.
