6.ФАКТОРЫ, ОГРАНИЧИВАЮЩИЕ ДЕБИТЫ ГАЗОВЫХ

ИГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

План

6.1.Геологические условия.

6.2.Образование конусов обводнения.

6.3.Технологические условия.

6.4.Технические условия.

Условия, влияющие на ограничение дебита газовых скважин, можно подразделить на следующие группы: геологические, технологические, технические и экономические. Использование ретроспективного анализа и опыта эксплуатации месторождения уже на втором этапе развития науки разработки позволило вывести веро- ятностно-статистические закономерности поведения как различных категорий скважин, так и газовых месторождений.

6.1. Геологические условия

При эксплуатации газовых скважин с высоким дебитом может происходить разрушение призабойной зоны.

До начала разбуривания залежь находится в упругонапряженном состоянии. При входе долота в пласт в призабойной зоне в радиусе до 5 диаметров ствола забоя создается концентрация напряжений, приводящая к изменению первоначального напряженного состояния. Это может приводить из-за упругих и сдвиговых деформаций к снижению (иногда на порядок) проницаемости и прочности призабойной зоны. В процессе разработки растет разность между горным и пластовым давлением, что усиливает деформационные процессы сдвигового характера, приводящие к разрушению призабойной зоны пласта. Возникновение акустических колебаний при Q > Qкр в значительной мере усугубляет этот процесс, приводя к расшатыванию зерен скелета породы и способствуя их отрыву. При значительном снижении Рпл отмечается оседание земной поверхности в целом по площади залежи.

Разрушение призабойной зоны пласта фиксируется по выносу частиц песка и цементирующего материала породы на поверхность. В литературе обычно разрушение призабойной зоны объяснялось лишь тем, что силы сцепления между частицами, слагающими по-

61

ристую среду, разрушаются под действием больших градиентов давления, возникающих при движении газак забою скважины.

Если этот градиент давления превышает некоторое максимально допустимое значение, происходит разрушение призабойной зоны. Твердые частицы, попадая на забой скважины, смешиваются с находящейся там жидкостью и при недостаточной скорости выноса образуется непроницаемая песчаная пробка, которая перекрывает часть вскрытого интервала пласта (до 80 % вскрытого перфорированного участка пласта). В результате возрастает депрессия на работающий интервал, наступает режим Q > Qкр, тем самым усиливая процесс разрушения пласта. Опыт показывает, что в среднем ниже башмака фонтанных труб работает интервал пласта не более 15 м. Эксплуатация скважин с разрушением призабойной зоны, образованием песчаных пробок на забое и выносом песка на устье недопустима никакими экономическими соображениями. Их следует относить к разряду аварийных и подлежащих ремонту, если не удается обеспечить эксплуатацию без разрушения призабойной зоны пласта. Если скорости восходящего потока газа в стволе скважины достаточно высоки, происходит вынос частиц на поверхность. Вынос твердых частиц из пласта может приводить к образованию песчаных пробок, а также к истиранию подъемной колонны труб и поверхностного оборудования движущимися в потоке газа частицами породы. В некоторых случаях это приводит к разрушению оборудования, а большие утечки газа к открытому фонтанированию или грифонообразованию. Вот почему вопросу об эксплуатации продуктивных пластов, представленных слабосцементированными рыхлыми, разрушающимися коллекторами, должно уделяться особое внимание, предотвращать их разрушение, укрепляя смолами или оборудуя скважину специальными фильтрами и т. п.

Практика разработки месторождения показывает, что небольшие количества песка, выносимого в процессе кратковременного исследования скважин или кратковременных продувок скважин, как правило, существенного вреда не оказывают, если они проводятся при надлежащем контроле за примесями и опыте исследователей. Однако длительная эксплуатация скважин при дебитах, приводящих к разрушению призабойной зоны, сопровождается большими опасностями, создает аварийные ситуации и недопу-

62

стима. Разрушению призабойной зоны пласта, как было сказано выше, способствует эксплуатация при Q > Qкр, сопровождаемая акустическим шумом на забое, приводящим к колебаниям газа и породы. При росте дебитов интенсивность шума растет и достигает критического значения, при котором начинается разрушение пласта.

Дебит газа, при котором начинают выноситься частицы породы, и интервал пласта, который начинает разрушаться, наиболее четко определяют по результатам глубинных акустикогидродинамических исследований (АГДМ).

АГДМ довольно четко можно фиксировать вплоть до выноса песка из каждого перфорационного канала путем исследований скважин на разных режимах, а также по характеру и количеству примесей, собираемых в сепараторах в процессе эксплуатации. Если дебит газа ограничивается вследствие разрушения призабойной зоны в процессе эксплуатации данной скважины, следует устанавливать дебит не выше верхней границы закона Дарси, т. е. энергосберегающий режим работы скважины. В процессе разработки значения как предельного энергосберегающего дебита Qкр, так и минимального дебита, при котором начинается разрушение пласта, снижаются.

Для увеличения предельного значения допустимой депрессии в рыхлых коллекторах и предотвращения их разрушения предусматриваются работы по креплению призабойной зоны и установка специальных фильтров, а также работы по увеличению Qкр.

6.2. Образование конусов обводнения

В месторождениях с активным водонапорным режимом и особенно когда газоводяной контакт находится близко от нижней отметки перфорационных отверстий дебит газа ограничивают вследствие опасности обводнения, что главным образом зависит от перепада давления, состояния призабойной зоны и режима фильтрации. Как показали исследования, возникновение акустических колебаний на забое при притоке газа по трехчленному закону способствует подтягиванию воды к забою скважины, в первую очередь, по высокопроницаемым пропласткам.

Образование конусов подошвенной воды и прорыв краевой воды в скважины могут привести к существенному снижению

63

проницаемости призабойной зоны и даже к практическому прекращению поступления газа в скважину.

Техника эксплуатации газовых скважин не позволяет добывать газ со значительным содержанием воды, так как возникающая при этом необходимость транспортировки по промысловым газопроводам и сепарации значительного количества воды приводит к усложнению и удорожанию системы обустройства газового промысла.

Возможность преждевременного обводнения скважины определяется в основном расстоянием от забоя до зеркала подошвенных вод или до контура краевых вод, проницаемостью пласта по вертикали и горизонтали, степенью неоднородности коллекторов и режимов эксплуатации скважины. Существуют некоторый оптимальный режим и определенная степень вскрытия пласта, позволяющие обеспечить так называемый предельный безводный дебит скважины.

Следует отметить, что прорвавшийся уже на забой конус подошвенной воды, или поступление контурных вод, т. е. их прорыв, как показывает опыт, не может быть ликвидирован простым закрытием скважины. Обычно в этом случае приходится в скважине проводить специальные работы по изоляции обводнившихся пропластков.

Ретроспективный анализ работы скважин на Уренгойском месторождении показал, что фильтрация при нарушении закона Дарси способствует избирательному продвижению воды.

Эксплуатация газовых скважин, имеющих подошвенную воду, приводит к уменьшению дебита газа и увеличению количества воды, что способствует и коррозии оборудования. Поэтому при эксплуатации таких скважин, как правило, следует установить дебит, следовательно, и депрессию, при которой скважины не обводняются. Дебит газа и максимальную депрессию, при которых не происходит прорыв подошвенных вод, оценивают расчетным путем и проверяют очень осторожно опытным путем, эксплуатируя скважину на различных режимах и контролируя при этом поступление жидкости на забой скважины.

Условность оценки предельного безводного дебита связана обычно с неопределенностью информации о неоднородности пласта, в результате их точность не более 50 %, о чем свидетельству-

64