книги из ГПНТБ / Закиров, С. Н. Проектирование и разработка газовых месторождений учебное пособие

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

к достижению наибольших дебитов скважин. Величины же дебитов определяют в конечном счете потребное число скважин и оптималь­ ные технико-экономические показатели систем разработки место­ рождения и обустройства промысла.1

Пусть, например, разрушение коллектора некоторого месторождения про­ исходит при депрессии на пласт 10 кгс/см2.5* При данной депрессии могут быть получены самые различные дебиты в зависимости от способов вскрытия и освое­ ния газовых скважин.

В практике известно много примеров отрицательного влияния на продуктив­ ную характеристику скважин глушения их глинистым раствором и перфорации скважин, заполненных жидкостью [77]. Среди способов увеличения продуктив­ ной характеристики скважин могут быть названы перфорация в газовой среде и гидропескоструйная перфорация скважин. Имеются многочисленные примеры неудовлетворительной очистки стенок скважин от глинистой корки и, следо­ вательно, неприобщенности к дренированию значительной части разреза. Эффек­ тивным может быть применение многоцикловых исследований скважин, работ по интенсификации притока газа к забоям скважин, включая специальные обработки их с целью удаления глинистой корки. Приобщение к дренированию всего разреза скважин имеет огромное значение не только для достижения макси­ мальных дебитов, но и для предотвращения преждевременного обводнения скважин. Для контроля за степенью дренирования разреза скважин можно применять дебитометрию и термометрию, а также акустические исследования интервала перфорации.

1 Однако принцип минимального потребного числа скважин не может быть критерием рациональности разработки месторождений природных газов. На начальных этапах разработки газоконденсатных месторождений Краснодарского края минимальное число скважин было достигнуто за счет вскрытия в скважи­ нах всего нижнемелового продуктивного комплекса пород. Впоследствии это привело к преждевременному обводнению скважин, к осложнению процесса разработки месторождений, добуриванию значительного числа новых сква­ жин с выделением отдельных объектов эксплуатации и т. д.

5 заказ 1013

Рациональное размещение скважин на площади газоносности имеет большое значение для практики. На рассматриваемом газовом (газоконденсатном) месторождении могут быть приняты различные сетки размещения скважин. Сетка размещения скважин оказывает существенное влияние на все технико-экономические показатели разработки месторождения и обустройства промысла. Выбор рацио­ нальной системы размещения скважин основывается на технико­ экономических расчетах. Расчетам и анализу подвергаются различ­ ные возможные схемы размещения скважин на площади газонос­ ности.

В теории и практике разработки месторождений природных газов широкое распространение получили следующие системы размещения скважин [22]:

1) равномерное размещение по квадратной или треугольной сетке (рис. 16);

2) размещение скважин в виде кольцевых батарей или цепочек скважин (рис. 17 и 18);

3) размещение скважин в центральной (сводовой) части залежи

(рис. 19); 4) неравномерное размещение скважин на площади газоносности

(рис. 20).

С точки зрения теории проектирования и разработки газовых месторождений под равномерной сеткой понимается такая система размещения скважин на площади газоносности, когда в процессе разработки не образуется общей депрессионной «воронки», т. е. пластовое давление вдали от каждой скважины примерно одинаково и близко к среднему пластовому давлению на соответствующий момент времени. Тогда изменение дебитов газовых скважин опреде­ ляется изменением во времени среднего пластового давления по залежи в целом.

Следовательно, геометрически равномерное размещение скважин на площади газоносности удовлетворяет отмеченному условию лишь при достаточной однородности пласта по коллекторским свойствам. В случае существенной неоднородности пласта под равномерной

66

сеткой размещения газовых скважин можно понимать такую, при которой приближенно выполняется соотношение [29]

Ряс. 16. Схема размещения скважин по равномерной сетке:

а — квадратная сетка; б — треугольная сетка

Здесь qt — дебит i-й скважины; осЙ£— газонасыщенный объем дренирования i-й скважины. При переменных во времени дебитах в формулу (1) подставляются значения соответствующих добытых количеств газа по каждой скважине. При выполнении соотношения (1) давления вдали от скважин практически одинаковы и равняются

среднему пластовому давлению на соответствующий момент времени. Это отличительная особенность равномерной системы размещения скважин.

При разведке газовых и газоконденсатных месторождений для изучения их геологического строения бурят определенное число раз­ ведочных скважин, зависящее от степени неоднородности продук­ тивных отложений по коллекторским свойствам, от тектонического строения месторождения, его конфигурации и других факторов. С вводом месторождения в разработку большинство разведочных скважин переводится в эксплуатационные. Следовательно, разме­ щение разведочных скважин может оказывать значительное влия­ ние на систему размещения эксплуатационных скважин. Поэтому на практике наиболее распространенной является схема неравно­ мерного размещения скважин на площади газоносности. Другие

ведочных скважин. Иногда потребное число газовых скважин для разработки месторождения оказывается меньше числа разведочных скважин, переводимых в эксплуатационные. Следовательно, здесь система размещения разведочных скважин целиком определяет соответствующие технико-экономические показатели разработки ме­ сторождения. Такое положение, к сожалению, довольно часто создается при разведке и разработке небольших по запасам место­ рождений природных газов.

Необходимое число газовых скважин для обеспечения плана добычи газа, как правило, с течением времени увеличивается (см. рис. 15). При выборе, например, равномерной системы размещения скважин сетку скважин устанавливают исходя из необходимости размещения на площади газоносности потребного проектного числа скважин на определенный момент времени (на конец периода постоян­ ной добычи газа или на конец бесцомпрессорного периода и т. д.). Тогда в любой момент времени сетка скважин будет отличаться от равномерной в связи с постоянным добуриванием скважин. По­ этому в классификации первых трех систем размещения скважин имеется определенная условность. Введение рассматриваемой клас­ сификации систем размещения скважин оправдало себя при создании методов определения показателей разработки газовых месторо­ ждений.

Рассмотрим кратко, в каких случаях какой системе можно отдать предпочтение.

1. Равномерное размещение скважин рекомендуется при разра­ ботке газовых (газоконденсатных) месторождений в условиях газо­ вого режима и значительной однородности продуктивного пласта по коллекторским свойствам [67]. В этих условиях при равномерном размещении скважин на площади газоносности пластовое давление вдали от скважин в каждый момент времени изменяется от точки к точке пласта незначительно и близко к среднему пластовому да­ влению. Дебиты газовых скважин, при прочих равных условиях,

68

определяются величиной пластового давления. Поэтому дебиты газовых скважин при равномерном размещении скважин бывают больше, чем при других системах размещения (при прочих равных условиях и отмеченном ограничении). Это означает, что и необхо­ димое число скважин для разработки месторождения оказывается минимальным. При равномерной сетке размещения давления на устьях скважин близки между собой и падают медленнее, чем при других схемах размещения скважин. Следовательно, при равномер­ ном размещении скважин месторождение может дольше разрабаты­ ваться без дожимной компрессорной стан­

дит к уменьшению коэффициента фильтра­ ционного сопротивления А в уравнении притока газа к скважине. Ко­

эффициент фильтрационного сопротивления В практически не зависит от числа скважин. Следовательно, один и тот же дебит скважин схемы в (см. рис. 21) будет получаться при меньшей величине де­ прессии на пласт, чем в схемах а и б. При этом все скважины схемы в находятся в одинаковых условиях, т. е. при сделанном допущении об однородности пласта по коллекторским свойствам эксплуати­ руются при одинаковых дебитах.

Естественно, что увеличение числа скважин при сохранении их дебитов приводит к более быстрому истощению газовой залежи.

Итак, увеличение числа скважин на газовом месторождении приводит к непрерывному увеличению отбора газа из месторож­ дения.

Постоянное число скважин может обеспечивать постоянный отбор газа из месторождения лишь при увеличении в скважинах депрессии на пласт (в связи с расходом упругой энергии в процессе разработки

69