Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Инновационные технологии подземного хранения газа в выработанных газовых месторождениях. Монография
.pdf
ГЛАВА V
ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОЙ ТЕХНОЛОГИИ
ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА ГАЗА
В СКВАЖИНАХ ПХГ
5.1. Факторы, влияющие на интенсивность притока газа
в скважинах ПХГ
Скважины подземных хранилищ газа (ПХГ) эксплуатируются в режиме отбора и закачки в условиях переменных
давлений и температур. Характерным является то, что отбор
газа из ПХГ начинается в ноябре при максимальном пластовом давлении, которое снижается до минимального значения
за четыре месяца. В отдельные суровые зимы требуется работа скважин в
форсированном режиме при максимальных
депрессиях на пласт. Все это осложняет эксплуатацию ПХГ и
приводит к возникновению дополнительных технических и
технологических проблем.
В процессе заканчивания скважин бурением, а также
после капитального ремонта скважин (КРС) снижаются
фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) горных пород.
Поэтому главной задачей интенсификации притока является
повышение продуктивности скважин на
один метр эффективной (работающей) толщины призабойной зоны пласта
(ПЗП) за счет улучшения или восстановления ФЕС горных
пород.
Снижение ФЕС может происходить как в результате
отрицательного влияния буровых растворов и других технологических жидкостей на ПЗП, так и при сжатии рыхлого
терригенного или трещиноватого карбонатного коллекторов
61
при снижении пластового давления и увеличении напряжений в пласте (при постоянном горном давлении). Влияние
второго фактора невозможно предупредить, но необходимо
оценить его при прогнозировании изменения продуктивности скважин. Отрицательное влияние различных жидкостей
можно снизить или даже избежать путем правильного выбора их типа и состава, а также технологии применения. Одна
ко отрицательное воздействие различных жидкостей на ФЕС
ПЗП, как правило, недооценивается. Для жидкостей, несовместимых с горными породами ПЗП и пластовыми флюидами, существенным становится время их взаимодействия с
пластом и способность проникать (фильтроваться) в ПЗП на
большое расстояние от стенки скважины. При использовании
в процессе заканчивания и КРС незагущенных
растворов радиус фильтрации в ПЗП может достигать пяти и более метров, в то время как высоковязкие жидкости (200 мПа·с) проникают в пласт не более чем на один метр и снижают продуктивность на 20–40%.
Наиболее распространенными способами интенсификации являются различные физико-химические методы обработки ПЗП и гидравлический разрыв
пласта (ГРП).
Многолетний опыт ООО «ВНИИГАЗ» в разработке и
внедрении технологий интенсификации притока на газовых и
газоконденсатных месторождениях России в различных горно-геологических условиях может быть адаптирован к условиям эксплуатации скважин на ПХГ.
5.2. Физико-химическое воздействие
на призабойную зону пласта
В настоящее время в ООО «ВНИИГАЗ» разработана
инструкция по физико-химическому воздействию на ПЗП.
На основании многочисленных теоретических и экспериментальных исследований установлены следующее закономерности:
-
62
1. Скорость истощения кислоты определяется скоро-
стью реакции растворения породы ПЗП и ее удельной поверхностью, поэтому истощение кислоты при растворении
низкопроницаемых коллекторов происходит быстрее. Это
приводит к тому, что низкопроницаемые коллекторы обрабатываются на незначительную глубину и скорость растворения породы определяется фильтрацией продуктов реакции в
пласт.
2. Для трещиноватых коллекторов
глубина обработки
однозначно определяется давлением на забое. Если давление
обработки выше давления раскрытия естественных микротрещин, то глубина обработки достигает десятков метров,
независимо от проницаемости породы. Если давление обработки ниже давления раскрытия микротрещин, то глубина
обработки составляет доли метра и определяется проницаемостью пропластков.
3. При кислотных обработках терригенных коллекто
ров ФЕС ПЗП восстанавливаются за счет растворения минералов, находящихся в поровом пространстве пласта, поэтому
при выборе кислотного состава для обработки необходимо
учитывать вид и минералогический состав зерен породы, цемента, кольматирующего материала.
4. При обработке карбонатных коллекторов ФЕС ПЗП
восстанавливаются и повышаются за счет растворения матрицы породы, слагающей пласт
.
5. Время обработки карбонатных коллекторов высо-
коконцентрированной соляной кислотой удлиняется, так как
ионы продуктов реакции, насыщающие раствор, приводят к
замедлению скорости реакции по сравнению с эквивалентным количеством более слабой кислоты.
6. При проведении кислотных обработок в режиме
раскрытия микротрещин и кислотного гидроразрыва пласта
(ГРП) применяют загущенные составы или кислотные
эмульсии
, что позволяет достигнуть на забое давление рас-
крытия микротрещин при сравнительно низких скоростях
-
63
закачки за счет снижения коэффициентов утечек рабочей
жидкости через стенки трещин в пласт.
7. Для низкопроницаемых коллекторов и скважин с
аномально-низким пластовым давлением (АНПД) следует
применять кислотные растворы, содержащие понизители поверхностного натяжения продуктов реакции, например метанол, что позволит очистить ПЗП при меньших депрессиях.
5.3. Применение технологии гидроразрыва пласта
Наиболее эффективно применение технологии гидроразрыва пласта (ГРП) в низкопродуктивных скважинах месторождений и ПХГ с дебитами менее 100 тыс. м
3
/сут.
В последние годы на нефтегазовых месторождениях
России было проведено несколько тысяч операций ГРП,
большинство из них в нефтяных скважинах. ГРП проводятся
как инофирмами, так и отечественными компаниями. Следует отметить, что эффективность ГРП, проводимых инофирмами, как правило, выше, чем у отечественных компаний
даже с применением импортной техники и
химических реагентов. Это свидетельствует о том, что для проведения ГРП
были недостаточно правильно выбраны объекты или параметры проведения ГРП, а также допускались нарушения технологического характера при приготовлении рабочих жидкостей.
Внедрение технологии ГРП без научного обоснования
не способствует высокоэффективному применению этого метода, сдерживает работы по его дальнейшему
совершенствованию, четкому определению области применения (правильному и обоснованному определению и выбору категории
скважин с учетом геолого-промысловых условий, в которых
может быть получен высокий технико-экономический эффект).
Представляемые предприятиями сведения, как прави-
ло, не содержат информации о результатах работ по интен-
64
сификации притока, проводившихся ранее. Отсутствуют
подробные сведения по исследованиям скважин и составу
применяемых жидкостей. С целью выявления эффективности
ГРП необходимо иметь планы и акты работ по их результатам в каждой скважине.
Анализ работ по ГРП, выполненных в скважинах ряда
предприятий ОАО «Газпром», позволяет сделать несколько
выводов:
1. Проведенные ГРП в
нефтяных и газоконденсатных
скважинах Уренгойского и Ямбургского месторождений показали высокую эффективность этого метода интенсификация притока. В нефтяных скважинах Уренгойского НГКМ
увеличение дебита возросло в 9,38 раза, а по газоконденсатным скважинам – в 2,16 раза.
2. При проведении ГРП в скважинах, оборудованных
арматурой низкого давления, проводилась замена этой устьевой арматуры на
арматуру высокого давления, кроме того,
применялась операция глушения скважин. Эту операцию
можно было бы исключить, если для защиты арматуры использовать устьевой пакер типа «Tree-saver».
3. Практически все ГРП проводили в скважинах с
аномально низким пластовым давлением на стадии падающей добычи.
4. Эффективность ГРП, выполненных компанией
Schlumberger, значительно выше, чем ГРП, проведенных
отечественными фирмами. Это объясняется, во-первых, правильным выбором скважин для ГРП, во-вторых, использованием жидкостей разрыва на метанольной основе и, в-третьих,
более тщательным планированием закачки пропанта, что позволяет получить трещины с более высокой проводимостью,
чем проводимость трещин, получаемая отечественными
фирмами.
5. Стоимость подготовительных работ при проведе-
нии ГРП соизмерима со стоимостью проведения ГРП.
65
6. Стоимость ГРП, проводимых отечественными фир-
мами, почти в два раза ниже стоимости ГРП, проведенных
компанией Schlumberger.
M. Prafs, P. Hazebroek и W. Strickeer для оценки изменения кратности дебита после ГРП предложили использовать
безразмерную проводимость трещин F
WK
F⋅= (9)
CD
LK
:
CD
тртр
,
...трпл
где К
пласта, м
и Кпл – соответственно проницаемость трещины и
тр.
2
; L
, W
тр.
– полудлина и ширина трещины после
тр.
ее закрепления, м.
Величины W
тр.
, L
связаны между собой соотноше-
тр.
ниями:
где G
пр
,
ρ
пропанта;
той h
тр.
(м).
3
. тртрпрfпртр
– количество (кг) и плотность (кг/м3) закачанного
пр
Κ
≈ 0,8 – коэффициент заполнения трещины высо-
f
()
ρ
,2/
hLKGW ⋅⋅⋅=
(10)
....
Зависимости, приведенные на рис. 17, показывают,
что кратность увеличения дебита газовых скважин после
ГРП не превышает 4 раз, без учета скин-эффекта. А при значениях F
< 0,1 ГРП становится неэффективным. Получе-
CD
ние прироста дебита более чем в 4 раза после ГРП свидетельствует о наличии кольматации ПЗП.
Проведение ГРП до ввода в эксплуатацию скважины
повышает его эффективность за счет включения в отработку
всей эффективной толщины пласта, что позволяет снизить
депрессию и поступление воды в скважину и повысить дебит. Кроме того, снижаются затраты на проведение подготовительных работ в несколько раз за счет того, что ненужно
проводить монтаж и обвязку оборудования, глушить и про-
66
мывать скважину. Для скважин ПХГ ГРП в низкопроницае-
F
мых зонах продуктивного пласта позволит также более равномерно дренировать хранилище при закачке газа и снизить
продвижение пластовой воды при отборе.
4
3.5
3
2.5
2
Кратность увеличения дебита, ед
1.5
1
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
2≥
cd
Длина трещины, м
1,6
1,0
0,5
0,1 0,02
0,05
Рис. 17. Зависимость увеличения кратности дебита после ГРП
от длины трещины при различных проводимостях F
cd
5.4. Повышение продуктивности скважин
при использовании горизонтальных стволов
Значительно повысить продуктивность скважин можно путем проводки субгоризонтальных стволов, направленных в зоны с высокими ФЕС. Однако при проектировании
скважин с одним или несколькими горизонтальными стволами возникают вопросы, связанные с обоснованием их длины
и диаметра, конструкции эксплуатационного забоя, режима
эксплуатации.
Опыт показывает, что не во всех случаях горизонтальные
скважины (ГС) обеспечивают проектные дебиты при зна-
чительном (в несколько раз) удорожании их строительства.
67
Поэтому очень важно на стадии проектирования
строительства таких скважин оценить их продуктивность для
конкретных горно-геологических условий эксплуатации месторождения или ПХГ.
В РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина разработана методика расчета параметров работы ГС на основе трехмерной,
двухфазной, двухкомпонентной модели фильтрации и модели течения флюидов в
стволе скважины. Предполагалось, что
происходит фильтрация воды и газа в пористой среде, а в
скважине движется псевдогомогенная жидкость (газ + вода).
Геологический объект дискретизировался по пространству и
времени гидродинамической сеткой, состоящей из конечного
числа ячеек-параллелепипедов определенного объема. В этих
ячейках задавались осредненные по их объему свойства пласта и флюидов,
давления и насыщенности фазами. Для гидродинамического моделирования процессов, происходящих в
пласте, использовалась программа GW-Sim. Для численной
реализации работы скважины применялась модель дрейфа.
Модель дрейфа для двухфазного потока в стволе
скважины описывает скольжение газовой фазы в жидкой и
учитывает неоднородность профилей фазовых скоростей, а
также вертикальное проскальзывание газа сквозь жидкость.
Для изучения
изменения давления и удельных дебитов по стволу ГС различной длины проводились математические эксперименты. Их суть заключалась в решении системы
уравнений сохранения массы газа и воды для пласта и скважины, для которой определялись начальные и граничные условия. Для примера взяты следующие исходные данные и
допущения.
В качестве
расчетного элемента был выбран прямоугольный в плане и разрезе представительный фрагмент пласта с общей толщиной равной 60 м. Ширина и длина объекта
разработки была принята 2000 × 2000 м соответственно. Он
был разбит на блоки неравномерной конечно-разностной
68
сеткой 25 × 15 × 20. Кровля и подошва, а также боковые границы пласта принимались непроницаемыми. Геометрические
размеры расчетного элемента во всех вариантах оставались
неизменными. Для упрощения исследований предполагалось,
что пласт однородный с абсолютной проницаемостью
0,013 мкм
2
. Пористость задавалась в каждой ячейке равной
0,142.
В начальный момент времени по разрезу пласта задаются характерные для месторождения или ПХГ термобарические условия. Например, на кровле устанавливалось давление 25,2 МПа, температура – 60,0°С. Свойства газа приводились к пластовым условиям.
Исследовалось два случая длины горизонтального
ствола 200 и 300 м. Коэффициент абсолютной шероховато
сти принимался равным 0,0001 м. Для каждого случая рассчитывались варианты эксплуатации скважины с постоянными забойными давлениями 21,2 МПа и 16,2 МПа. Расчеты
велись с момента пуска скважины в течение месяца.
Распределение давления в стволе ГС на 1, 6, 22,
31-е сут. после пуска по вариантам показано на рис. 18.
В случае длины горизонтального участка скважины
200 м резкое изменение давления в стволе происходит на
расстоянии первых 30 м. Перепад давления составил 0,35 и
1,6 МПа соответственно по вариантам через 1 сут. (рис. 18а,б).
От 30 м и далее давление меняется плавно с 21,55 до
21,62 МПа в варианте с режимом постоянного забойного
давления 21,2 МПа (рис. 18а) и с 17,80 до 18,15 МПа – при
P
= 16,2 МПа (рис. 18б).
з
Через месяц удельный дебит снижается по стволу
скважины и стабилизируется, при этом снижаются потери на
трение по стволу (рис. 18а,б и рис. 19а,б).
Подобная картина наблюдается и в вариантах с длиной горизонтального участка скважины 300 м (рис. 18в,г и
рис. 19в,г). Однако по
сравнению с предыдущим случаем
-
69
а
21.7
21.6
21.5
P, МПа
21.4
21.3
21.2
0 50 1 00 150 200
L, м
1 6 22 31
в
22.2
22.1
22
21.9
21.8
21.7
P, МП а
21.6
21.5
21.4
21.3
21.2
0 50 10 0 150 200 250 300
L, м
1 6 22 31
б
18.4
18.2
18
17.8
17.6
17.4
17.2
P, МПа
17
16.8
16.6
16.4
16.2
0 50 100 150 200
L, м
1 6 22 31
г
20
19.5
19
18.5
18
P, МПа
17.5
17
16.5
16
0 50 100 150 200 250 300
L, м
1 6 22 31
Рис. 18. Распределение давления в стволе ГС
с течением времени по вариантам:
а – длина горизонтального ствола – 200 м, постоянное забойное
давление – 21,2 МПа; б – длина горизонтального ствола – 200 м,
постоянное забойное давление – 16,2 МПа; в – длина горизонтального
ствола – 300 м, постоянное забойное давление – 21,2 МПа; г – длина
горизонтального ствола – 300 м, постоянное забойное давление – 16,2 МПа
70
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]