Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Разработка газовых месторождений. Учебное пособие (курс лекций)
.pdf
Рис. 12.3. Применение колтюбинга для промывки скважины
Вопросы для самопроверки
1. Причины разрушения ПЗП.
2. Способы крепления ПЗП.
3. Технологии для промывки песчаных пробок в скважинах.
71
13. УДАЛЕНИЕ ЖИДКОСТИ С ЗАБОЯ ГАЗОВЫХ
И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
План
13.1. Причины накопления жидкости на забое скважины.
13.2. Способы удаления жидкости из скважины.
13.1. Причины накопления жидкости на забое скважины
В процессе эксплуатации газовых и газоконденсатных
скважин в продукции может присутствовать вода. Ее происхождение бывает различным.
Конденсационная (пресная) вода
Как известно, в пластовом газе содержатся пары воды. При
изменении термобарических условий при движении газа из пласта в ствол скважины и на поверхность эти пары конденсируются. Капли конденсационной воды образуются на стенках насосно-компрессорных труб, стекают на забой скважины.
Если скорости газожидкостного потока достаточны для
полного выноса влаги на поверхность, накопления воды на забое не происходит. Это соответствует высокодебитному периоду эксплуатации скважин.
При снижении пластового давления дебиты скважин также
снижаются. В последующий период падающей добычи задача
выноса конденсационной воды становится актуальной и требует
решения.
Вода постепенно накапливается на забое, увеличивая гидростатическое сопротивление ствола и снижая производительность
скважин вплоть до полного прекращения фонтанирования.
Минерализованная вода
Если скважина расположена в водоплавающей части залежи
или недалеко от газоводяного контакта (ГВК), то появление минерализованной воды может быть связано с несколькими причинами.
Во-первых, резкое увеличение содержания воды в продук-
ции скважины может свидетельствовать о подтягивании конуса
72
или языка пластовой воды из-за превышения допустимого технологического режима эксплуатации.
Во-вторых, при проявлении водонапорного режима при дли-
тельной эксплуатации в скважине может происходить закономерный фронтальный подъем ГВК с частичным или полным перекрытием интервала перфорации и обводнении пластовой водой.
В-третьих, в пластах, приуроченных к низкопроницаемым
коллекторам с высокой остаточной водонасыщенностью, причина обводнения зачастую связана с так называемой «поровой
водой», содержащейся в пределах продуктивной части пласта.
При снижении пластового давления и под действием горного давления вода, выжимаемая из глинистых разностей пород,
стремится в область низкого давления, то есть к забоям скважин. Это приводит к гидрофилизации ПЗП и снижения проницаемости для газа.
Как правило, в таких коллекторах скважины эксплуатируются с низкими дебитами и при повышенных депрессиях на
пласт. Из ПЗП в скважину поступает вода, которая постепенно
накапливается на забое и приводит к росту жидкостной пробки.
13.2. Способы удаления жидкости из скважины
Выбор способа удаления жидкости обосновывается по нескольким критериям: геолого-геофизические параметры пласта,
период эксплуатации, конструкция скважины, качество цементного камня за колонной, причина поступления воды [8].
Удаление воды производится периодически или непрерывно.
Предотвратить накопление на забое конденсационной воды
можно, обеспечив более высокую скорость газа и непрерывное
ее удаление (до некоторого момента) путем замены лифтовой
колонны на трубы меньшего диаметра. Однако этот способ достаточно трудоемкий и затратный.
Периодически можно удалять жидкость продувкой. Однако в
этом случае создается высокая депрессия на пласт, что при рыхлых
коллекторах может привести к разрушению скелета пласта.
Кроме того, если продувка проводится в атмосферу, это
вредит экологии.
73
При конусообразовании периодическое удаление жидкости
осуществляется остановкой скважины до расформирования конуса воды.
Эффективный способ удаления жидкости – применение поверхностно-активных веществ (ПАВ) [8].
Вода контактирует с пенообразователем и образует пенную
систему, плотность которой существенно меньше плотности воды.
Газожидкостная смесь легко поднимается к устью скважины.
В качестве ПАВ для удаления конденсационной воды и воды небольшой минерализации эффективно используется сульфонол. При высокой минерализации применяют натриевые соли
сульфокислот. ПАВ выпускаются в твердом (стержни) и жидком
исполнении.
Периодичность ввода ПАВ определяется с учетом перепада
устьевых давлений в затрубном и трубном пространствах скважины, а также снижения дебита газа.
На месторождениях Кубани и Ставропольского края для
поддержания режима работы скважин успешно применяется
жидкое ПАВ «ЖПАВ-Цель», ввод производится в межтрубное
пространство и твердых ПАВ «ТПАВ-Цель-III» с вводом в НКТ.
Если же обводнение происходит по причине подъема ГВК,
то скважину необходимо ставить на капитальный ремонт, применяется способ изоляции пластовой воды установкой цементного моста.
При накоплении воды и конденсата для их удаления могут
применяться газлифтные системы с забойным клапаном. В этом
случае газ поднимается по затрубному пространству, а вода – по
НКТ, на которых устанавливаются пусковые газлифтные клапаны. Также в газоконденсатных скважинах применяется плунжерный лифт типа «летающий клапан».
При низких пластовых давлениях, когда другие способы не
эффективны, используются скважинные насосные установки.
Вопросы для самопроверки
1. Причины накопления конденсационной воды.
2. Способы периодического удаления воды.
3. Химические способы удаления жидкости.
4. Механизированные способы удаления жидкости.
74
14. ОБВОДНЕНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН.
МЕТОДЫ ВОССТАНОВЛЕНИЯ
ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ
ОБВОДНЯЮЩИХСЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
План
14.1. Причины, вызывающие обводнение газовых скважин.
14.2. Борьба с обводнением газовых скважин.
14.1. Причины, вызывающие обводнение газовых скважин
Причины накопления жидкости на забое газовых скважин
были рассмотрены в предыдущей лекции 13. В этом разделе
речь пойдет только об обводнении, обусловленном подъемом
ГВК при водонапорном режиме работы залежи, а также поступление вод по заколонному пространству.
Обводнение вскрытой толщины пласта может быть массированным и избирательным. Первый случай характерен для водоплавающей массивной залежи, характеризующейся однородностью и высокой проницаемостью коллекторов. Подъем ГВК
происходит по мере отбора газа последовательно единым фронтом, уменьшается газонасыщенная толщина пласта. При этом
скважина может практически до конца работать с высоким дебитом газа, пока контур ГВК не перекроет нижние перфорационные отверстия. В связи с тем, что при водонапорном режиме
разработки пластовое давление поддерживается напором внедряющейся воды, происходит резкое обводнение и остановка
скважины.
Избирательное обводнение происходит в неоднородных по
коллекторским свойствам пластах по наиболее проницаемым
прослоям. Глинистые разности пород служат фильтрационными
экранами, поэтому обводнение идет по напластованию краевыми водами.
Часто в продукции присутствует пластовая вода, поступающая в скважину из ниже или вышележащих водонасыщенных
пластов по заколонному пространству. Причина здесь в негер-
75
метичности колонны, некачественном цементировании или
нарушении целостности цементного кольца в процессе эксплуатации скважины.
14.2. Борьба с обводнением газовых скважин
Если разработка нефтяных месторождений при водонапорном режиме происходит при отборе с нефтью значительных
объемов воды (до 98 % обводненности) преимущественно механизированным способом, то на газовых месторождениях для
обеспечения условий фонтанирования и достижении максимальной газоотдачи требуется принятие мер уже на начальной
стадии обводнения [9].
Выявление источников обводнения необходимо проводить
при помощи геофизических исследований. После чего скважину
ставят на капитальный ремонт для проведения ремонтноизоляционных работ (РИР).
РИР подразделяются на несколько видов:
– изоляция обводнившихся пропластков в разрезе продуктивного пласта;
– ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны;
– восстановление целостности цементного кольца за колонной.
Методы борьбы с обводнением добывающих скважин в зависимости от воздействия на продуктивный пласт изолирующего (тампонирующего) материала подразделяются на две группы:
селективные и неселективные.
Материалы, которые применяются при селективной изоляции, делятся на две группы:
1) твердеющие при контакте с изолируемой водой, другими
словами образующие осадок;
2) частично (избирательно) разрушающиеся при контакте с
добываемым газом. Это двухфазные пены, вяжущие композиции.
Вопросы для самопроверки
1. Причины обводнения газовых скважин.
2. Как выявить источник обводнения?
3. Методы борьбы с обводнением.
76
15. СОСТОЯНИЕ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА
План
15.1. Понятие призабойной зоны пласта.
15.2. Причины снижения проницаемости призабойной зоны пласта.
15.1. Понятие призабойной зоны пласта
Что такое призабойная зона пласта (ПЗП)? Это зона вокруг
ствола скважины по вскрытой толщине пласта. В ней происходят различные физико-химические и гидродинамические процессы при эксплуатации скважины.
Схема ПЗП приведена на рис. 15.1.
Рис. 15.1. Схема ПЗП: ПЗП – призабойная зона пласта;
УЗП – удаленная зона пласта; Рг – равнодействующая вертикального
горного давления; Рб – равнодействующая горного бокового давления;
rд – радиус скважины по долоту при бурении; rс – радиус скважины
фактический; r1 – радиус ПЗП; r2 – расстояние от произвольно взятой
точки б УЗП до оси скважины; rк – радиус контура питания скважины
(зоны дренирования)
77
Радиус ПЗП может быть различным. Определить радиус
ПЗП, так же как и ее конфигурацию, довольно трудно. Как правило, их принимают условно.
Изучению процессов механической, химической и биологической кольматации ПЗП должно уделяться большое внимание.
Неодинаковые геологические условия, характерные для того или иного месторождения либо газодобывающего района в
целом, не дают возможности точно систематизировать различные факторы по степени влияния на проницаемость ПЗП.
Однако одним из главных условий, влияющих на продуктивность скважины, является качество вскрытия продуктивного
пласта. Высокая скорость спуска инструмента при вскрытии
продуктивного пласта зачастую приводит к преждевременному
раскрытию трещин коллектора и, как следствие, к поглощению
бурового раствора.
После снятия давления трещины породы смыкаются, большая часть механических частиц защемляется в породе.
При определенных условиях ПЗП загрязняется настолько,
что восстановление естественной проницаемости в будущем достигается длительным и трудоемким воздействием различными
технологическими операциями, а в некоторых случаях восстановление естественной гидропроводности и вовсе невозможно.
15.2. Причины снижения проницаемости призабойной
зоны пласта
Проницаемость ПЗП в течение всего периода эксплуатации
скважины постоянно изменяется, причем почти никогда не соответствует естественной проницаемости самого пласта.
Как правило, проницаемость призабойной зоны всегда ниже. Исключением могут быть пропластки после интенсивного
воздействия на них кислотного или гидромеханического воздействия.
1. Необратимые изменения гидропроводности ПЗП проис-
ходят еще на стадии бурения при первичном вскрытии продуктивного пласта.
78
Дело в том, что отобранный из продуктивного интервала
керн не может отобразить истинной фильтрационно-емкостной
характеристики коллектора, а значит, не может быть использован для оценки фильтрационных свойств удаленной от призабойной зоны части пласта [9].
2. Снижение проницаемости ПЗП происходит при вторичном вскрытии продуктивного пласта (перфорацией) за счет загрязнения продуктами освоения скважины.
3. Снижение проницаемости ПЗП в процессе эксплуатации
скважины происходит за счет:
– обводнения скважин;
– увеличения гидрофильности или гидрофобности пород
из-за применения химических реагентов во время проведения
различных геолого-технических мероприятий (ГТМ);
– образования на забое песчаных и жидкостных пробок;
– отложения минеральных солей на забое, зоне перфорации;
– смыкания трещин в коллекторах из-за создания повышенных депрессий на пласт во время эксплуатации скважин;
– выпадения ретроградного конденсата в пласте при снижении давления ниже давления начала конденсации.
К тому же ухудшение фильтрационных свойств ПЗП может
происходить в процессе капитального ремонта из-за:
– глушения скважин некондиционными растворами;
– несоблюдения технологии обработки призабойной зоны;
– несоответствия методов обработки призабойной зоны
геолого-физическим условиям пласта и др.
Вопросы для самопроверки
1. Что такое призабойная зона пласта?
2. Причины кольматации ПЗП при бурении.
3. Причины снижения проницаемости ПЗП при эксплуатации.
79
16. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ
ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
План
16.1. Система разработки газоконденсатного месторождения.
16.2. Сайклинг-процесс.
16.1. Система разработки газоконденсатного месторож-
дения
Основные особенности газоконденсатных систем (ГКС)
связаны с фазовой диаграммой (ее петлеобразной формой), то
есть происходит явление обратной конденсации и испарения.
Эти специфические особенности сводятся к тому, что при падении давления в газоконденсатной залежи ниже давления насыщения (или давления начала конденсации) начинается выпадение тяжелых углеводородов в пласте (конденсата).
В пласте фильтрационные течения газоконденсатных систем
сопровождаются фазовыми переходами. Эти переходы происходят
в условиях локального термодинамического равновесия.
Если давление в газоконденсатном пласте в процессе разработки поддерживается на уровне начального или давления начала
конденсации, то фазовые переходы возникают только в зонах
пласта, приближенных к скважинам (призабойным зонам пласта).
Фильтрация ГКС в пласте хорошо описывается дифференциальным уравнением неустановившейся фильтрации реального
газа.
. (16.1)
Указанное обстоятельство обозначает, что основная масса
рассмотренных расчетных методов для газовых месторождений
может применяться для определения показателей разработки
газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового
давления.
80
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]