Doslidjenya

найменший діаметр зерен гравію має в 4 рази перевищувати діаметр частинок 90%-ного відсіву пластового піску за кумулятивною кривою гранулометричного складу, а найбільший діаметр зерен гравію має в 6 разів перевищувати діаметр частинок 90%-ного відсіву піску. Сосьє запропонував підбирати гравій так, щоб медіанний діаметр гравію (діаметр частинок 50%-ного відсіву) був у 5-6 разів більшим за медіанний діаметр пластового піску. Це означає застосування ще дрібнішої фракції гравію. Відношення коефіцієнта ефективної проникності гравійного масиву до його початкового коефіцієнта проникності змінюється зі зростанням відношення медіанних діаметрів гравію і піску. Відношення діаметрів, рівне 5-6, відповідає найбільшому діаметру зерен гравію, при якому повністю запобігається проникнення пластового піску в гравійний масив.

Тобто, для надійного затримування частинок, які складають скелет породи, необхідно, щоб виконувались наступні умови:

Тут D50 і D90 - діаметри зерен гравію, які відповідають 50% і 90%-ним (персентільний діаметр) точкам гранулометричної кривої розподілу діаметрів частинок за масою; d50 - аналогічно діаметр зерен піску породи пласта; - розкриття щілини труби. Для створення гравійного фільтра, звичайно, використовують гравій (пісок) з розміром частинок

0,4-6 мм.

Для забезпечення проектного дебіту перепускної свердловини та запобігання винесення породи майкопських відкладів в тортонські запропоновано кріплення вибою свердловини в інтервалі продуктивних пластів проводити із застосування фільтру з гравієвим набиванням (рис. 4.4).

83

підтвердили, щовибранафракціягравіюзабезпечуєутримання породи майкопських відкладів Архангельського газоконденсатного родовища.

Необхідна маса гравію розраховується за наступною формулою:

M г 0,785 (( Дд2 Кк dт2 ) Lт ( Дд Кк Дф2 ) Lф) н.г

(4.2)

де Дд, Дф , dт – діаметри, відповідно долота, фільтру та труб

відповідно, м; Кк – коефіцієнт кавернозності (Кк=1,15);

Lт , Lф – сумарнадовжинатрубтасекційфільтрувідповідно,

м;

н.г - насипна щільність, т/м3.

Максимальний розмір комірки фільтру (hф) свердловини розраховується за формулою:

Концентрацію гравію в рідині для намивання гравієвого набивання розраховується за формулою:

де Сг – концентрація гравію в рідині для намивання гравієвого набивання, кг/м3;

Sсед – константа седиментації, с.

85

Для вибраної фракції гравію та рідини для намивання гравієвого набивання константа седиментації визначена на стенді «Нафтогазового центру» експериментально і складає Sсед=0,0016 с. З урахуванням цього концентрація газу в рідині складає Сг=70,8 кг/м3.

Розрахунок продуктивності насосів при намиванні гравієвого набивання виконаний з урахуванням необхідності забезпечити рух рідини з гравієм на горизонтальній ділянці стовбура свердловини зі швидкістю:

де vр – необхідна швидкість руху рідини з гравієм на горизонтальній ділянці стовбура свердловини, при якій не відбувається випадання гравію, м/с;

vкр – критичнашвидкістьрухурідини, приякійвідбувається випадіння гравію, м/с.

Критична швидкість руху рідини з гравієм вибраної фракції та концентрації визначена на стенді «Нафтогазового центру» експериментально і складає vкр=0,17 м/с.Продуктивність насосів для забезпечення необхідної швидкості руху рідини з гравієм в інтервалі намивання гравієвого набивання розрахована за формулою:

де Qнас – мінімально допустима продуктивність насосів при намиванні гравієвого набивання, л/с.

Sн – максимальна площа кільцевого перетину (між стінкою свердловини та надфільтровою трубою), м2.

Для закріплення слабких порід привибійної зони пласта з метою попередження їх руйнування і засмічення вибою у свердловину закачують водяні суспензії різних смол (фенолформальдегідних, карбамідних та ін.). При цьому смола в

86

пласті відділяється від води і цементує частинки піску, а вода заповнює капілярні канали і виходить із них при освоєнні свердловини.

При експлуатації газових свердловин в умовах заводнення привибійної зони необхідно врахувати такі негативні наслідки, як зниження дебіту свердловини, сильне обводнення газу, великий об’єм його сепарації на промислах, небезпечність утворення великого об’єму кристалогідратів та ін. В зв’язку з цим необхідно постійно відкачувати воду із привибійної зони свердловини.

В процесі експлуатації заводнених газових свердловин застосовують періодичне або безперервне видалення вологи із свердловини. До періодичних методів відносять: зупинку свердловини (періодичну) для зворотного поглинання рідини пластом; продування свердловини в атмосферу або через сифонні труби; спінювання рідини в свердловині за рахунок введення в свердловину піноутворюючих речовин. До безперервних методів видалення вологи із свердловини відносять: експлуатацію свердловин при швидкостях газу, який забезпечує винесення води із вибою; безперервне продування свердловин через сифонні труби; використання плунжерного ліфта; відкачування рідини свердловинними насосами; безперервне спінювання рідини в свердловині. Вибір того чи іншого методу видалення вологи із газових свердловин залежить від великої кількості факторів, до яких відносяться: геолого-промислова характеристику даного родовища, конструкція свердловини; об’єми води; причини її попаданнявсвердловину; стадіюрозробки газовогородовища. Наприклад, при малих дебітах газу для свердловини достатньо використання одного із періодичних методів видалення вологи, а при великих дебітах – одного із безперервних методів. Найбільш широко застосовують на практиці відносно недорогий і достатньо ефективний метод введення в

свердловину речовин-піноутворювачів. В якості

87

піноутворювачів широко використовують поверхнево-активні речовини – сульфанол, синтетичні миючі порошки тощо. Спінена рідина має значно меншу густину і легко виноситься на поверхню з потоком газу.

Якщо газова свердловина експлуатується на родовищах з кислими газами, які вміщують велику кількість сірководню і вуглекислого газу, то головним є захист обсадних і фонтанних труб і обладнання від агресивної дії сірководню і вуглекислого газу. Длязахисту трубіобладнаннявідкорозіїрозробленірізні методи: інгібування за допомогою речовин-інгібіторів корозії, використання для обладнання легованих корозійностійких сталей і сплавів; використання корозійностійких неметалевих і металевих покриттів; використання електрохімічних методів захисту від корозії; використання спеціальних технологічних режимів експлуатації обладнання.

Найбільшого поширення в практиці експлуатації газових свердловин при видобуванні кислих газів з метою захисту від корозії інгібіторами, речовин, при введенні яких в корозійне середовище швидкість корозії значно знижується, або корозія повністю припиняється. В практиці експлуатації газових свердловин застосовують різні схеми введення інгібіторів: інжекцію інгібіторів в міжтрубний простір; закачування інгібіторів безпосередньо в пласт; введення інгібіторів в твердому стані. В міжтрубний простір інгібітор інжектують за допомогою спеціальної інгібуючої установки. Інгібітор у визначеній кількості під дією сили тяжіння постійно подається в міжтрубний простір, поступає на вибій свердловини, а потім потоком газу фонтанними трубами виноситься на поверхню. Наявність в потоці газу з агресивними компонентами інгібітору дає змогу знизити швидкість корозії і значно послабити її небезпечні наслідки. Для боротьби з сірководневою корозією ефективно вводити інгібітори безпосередньо в пласт. Інгібітори в пласти закачують за допомогою цементувальних агрегатів під тиском один раз за

88

термін від 3 до 12 місяців. Але при закачуванні інгібіторів безпосередньо в пласти необхідно вживати заходів щодо попередження засмічення капілярних каналів пласта.

Леговані корозійностійкі сталі використовують для виготовлення внутрішньо-свердловинного обладнання (пакери, циркуляційні і запобіжні клапани тощо). В окремих випадках для фонтанних і обсадних труб використовують алюмінієві сплави – дюралюміній Д16Т, Д16АТ, хромові нержавіючі сталі 2Х13, 1Х13, Х13, Х9М, Х8.

При протекторному захисті фонтанних і обсадних труб останніконтактуютьізпластинамиізбільшелектронегативних металів (магній, цинк). В цьому випадку корозійному руйнуванню піддаються не сталеві труби, а більш негативні метали аноду. Якщо для захисту труб і обладнання використовують катодний захист, то від джерела постійного струму (катодної станції) на труби або обладнання подають від’ємний потенціал, а на поряд розміщений відрізок труби (анод) – позитивний потенціал, що призводить до руйнування аноду і до збереження без руйнування катоду або металу труб

іобладнання.

Впрактиці експлуатації газових і газоконденсатних родовищ, як було сказано вище, зустрічають однопластові і багатопластові родовища. Експлуатацію багатопластових газових або газоконденсатних родовищ можна проводити двома способами. При першому способі для видобутку газу із продуктивних пластів на кожний пласт пробурюють свої свердловини, що призводить для значного збільшення кількості свердловин і підвищенню капітальних витрат для розробки такого родовища. При другому способі видобуток газу і газового конденсату із двох і більше пластів ведеться із однієї свердловини. При цьому скорочується кількість свердловин, а відповідно капітальні витрати і збільшення дебіту кожної свердловини. Під час експлуатації багатопластових родовищ однією свердловиною найбільш

89

часто використовують роздільний відбір із кожного пласта з використанням різних схем. Обов’язковим для кожної із схем є застосування пакерів. Пакер є розділювачем пластів. Ущільнення в пакері створюють за рахунок застосування ущільнюючих кілець із гуми або фторопласту. Пакер закріплюють на різьбі між фонтанними трубами і разом з колоною фонтанних труб опускають в свердловину, що обладнана обсадними трубами.

При роздільній експлуатації використовуютьякодну, так і декілька колон фонтанних труб, що відповідає кількості пластів. Можлива експлуатація декількох пластів однією свердловиною без розділення пластів, коли газ із всіх пластів поступає в свердловину, переміщуючись фонтанними трубами виходить на поверхню. Але в цьому випадку неможливо контролювати і регулювати розробку окремих пластів.

Контрольні питання до лекції 4

1 Який Ви знаєте основний метод видобування газу і газового конденсату? Охарактеризуйте його.

2 Які критерії враховуються при виборі оптимального діаметра фонтанних труб?

3 Які основні завдання вирішуються при експлуатації газових свердловин з піскопроявленням на вибої?

4 Які Ви знаєте найрадикальніші заходи щодо запобігання руйнування привибійної зони та пробкоутворення у свердловинах? Обґрунтуйте їх.

5 Які Ви знаєте методи запобігання дифузії у газових свердловинах? Охарактеризуйте їх.

6 Які вимоги ставляться до промивальної рідини з позицій підвищення якості розкриття продуктивного пласта ?

7 В яких випадках застосовують метод імпульсного вакуумного промивання перфораційних каналів? Охарактеризуйте їх.

8 Які заходи (з метою боротьби з винесенням піску)

90

проводяться при закінчуванні свердловин у продуктивних пластах із слабозцементованими породами?

9 Поясніть особливості застосування вибійних фільтрів?

10 Які Ви знаєте види гравійних фільтрів? Охарактеризуйте їх.

11 Який інструмент застосовують для відбирання взірців сипких пісковиків? Поясніть технологію відбирання взірців.

12 За якою формулою визначають необхідну масу гравію при встановленні гравійних фільтрів?

13 Як проводиться експлуатація газових свердловин в умовах заводнення?

14 Як проводиться експлуатація газових свердловин при видобуванні кислих газів?

15 Які Ви знаєте способи, за допомогою яких проводиться експлуатація багатопластових газових або газоконденсатних родовищ? Охарактеризуйте їх.

91

ЛЕКЦІЯ 5

ДОСЛІДЖЕННЯ ВПЛИВУ ПРОМИВАЛЬНОЇ РІДИНИ НА ЗМІНУ ФІЛЬТРАЦІЙНИХ ВЛАСТИВОСТЕЙ

ПОРІД-КОЛЕКТОРІВ

При первинному відкритті породи в процесі буріння свердловини і в наступний період відбувається зміна фільтраційних властивостей продуктивних пластів в навколосвердловинній зоні під впливом ряду факторів, які залежатьнасамперед від:

1)фізико-хімічних властивостей промивальної рідини та часу її контакту з гірськими породами;

2)протитиску на пласт, який створюється промивальною рідиною в процесі його відкриття;

3)взаємодії фільтрату цементного розчину з поровим або тріщинним простором і з гірськими породами;

4)зміною властивостей нафти в присвердловинній зоні під впливом охолодження пласта при бурінні та при взаємодії фільтрату.

Радіальна фільтрація приводить до утворення глинистої кірки, зони кольматації або внутрішньої кірки та зони проникнення фільтрату. Цей процес спостерігається при статичному і динамічному режимах. При інтенсивному заповненні порового або тріщинного флюїду сторонньою речовиною, яка має складну фізико-хімічну природу, відбувається неконтрольована зміна нафтогазопроникності, яка

вкінцевому рахунку приводить до істотного зменшення нафтогазовіддачі. Фільтрат промивальної рідини, який попадає

впласт, порушує сталу статичну рівновагу між породою та пластовим флюїдом, внаслідок чого відбуваються нові фізикохімічні процеси, які приводять до набухання глинистої речовини, випадання в осад солей, колоїдів та інших зважених частинок, утворення стійких емульсій, збільшення залишкової

92