Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Критерии сохранности призабойной зоны пласта в условиях пескопроявления при циклической эксплуатации подземного хранилища газа

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Критерии сохранности призабойной зоны пласта в условиях пескопроявления при циклической эксплуатации подземного хранилища газа"

На правах рукописи

а Ьк/л^

Гунькина Татьяна Александровна

КРИТЕРИИ СОХРАННОСТИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА В УСЛОВИЯХ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЯ ПРИ ЦИКЛИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ГАЗА

Специальность: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

И т 2014

005548671

Ставрополь - 2014

005548671

Работа выполнена в федеральном государственном автономном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Северо-Кавказский федеральный университет»

Научный руководитель

кандидат технических наук, доцент Васильев Владимир Андреевич

Официальные оппоненты:

Шандрыгин Александр Николаевич, доктор технических наук, Газпромбанк Нефтегаз Сервисис БВ, главный эксперт по газовым и газоконденсатным месторождениям

Машков Виктор Алексеевич, кандидат технических наук, ООО НПФ «Кубаньнефтемаш», главный консультант

Ведущая организация

ФГБОУ ВПО «Астраханский государственный технический университет», г. Астрахань

Защита состоится «02» июля 2014 г. в 13-00 час. на заседании диссертационного совета Д 212.245.02 при ФГАОУ ВПО «СевероКавказский федеральный университет» по адресу: г. Ставрополь, ул. Пушкина, д. 1, ауд. 416.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГАОУ ВПО «Северо-Кавказский федеральный университет» по адресу: 355029, г. Ставрополь, пр-т Кулакова, 2 и на сайте университета http://www.ncfu.ru.

Автореферат разослан « ?» мая 2014 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, д-р геол.-мин. наук, профессор

В. А. Гридин

Общая характеристика работы

Актуальность темы

Эффективность эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ) определяется продуктивностью эксплуатационных скважин в цикле отбора и их приемистостью в цикле закачки газа, а также длительностью межремонтного периода, которая в основном связана с интенсивностью разрушения призабойной зоны пласта, что приводит к выносу песка в скважину, кольматации и абразивному износу подземного оборудования. Разрушению призабойной зоны способствуют высокие градиенты давления на стенке скважины при фильтрации газа, прорыв пластовой воды при необоснованной депрессии на пласт, изменение направления фильтрационных потоков при отборе и закачке газа, нерегулируемое резкое увеличение дебита скважины (например, при газодинамических исследованиях скважины). Помимо разрушения пласта возможно образование локальных каналов фильтрации малых размеров и высокой проводимости. Выявление локальных каналов фильтрации газа возможно как геофизическими методами, так и по результатам газодинамических исследований.

Важнейшим критерием сохранности призабойной зоны пласта является критический градиент давления при фильтрации газа, зависящий от степени устойчивости пласта к разрушению, а также от неоднородности пласта (зональной и слоистой) по гидропроводности.

К настоящему времени разработаны технологии, направленные на сохранность призабойной зоны пласта, среди которых наиболее распространёнными являются крепление призабойной зоны, изоляция водопритоков, бурение скважин большого диаметра и другие. Однако используемые в настоящее время технологии затратные и не являются универсальными.

Диссертационные исследования направлены на выявление инновационных технологий, обеспечивающих не только сохранность призабойной зоны пласта, но и повышение дебита при обоснованном градиенте давления при фильтрации газа (увеличение диаметра скважины в интервале продуктивного пласта, бурение горизонтальных боковых стволов и гидравлический разрыв пласта).

Целью работы является обоснование критериев сохранности призабойной зоны пласта в условиях пескопроявления при циклической эксплуатации подземных хранилищ газа.

Основные задачи исследований

1. Выявить критерии сохранности призабойной зоны пласта, математически обосновать критический градиент давления при фильтрации газа и связанные с ним дебит и депрессию на пласт.

2. Рассмотреть возможность использования инновационных технологий, которые обеспечивают критические градиенты давления, предупреждающие пескопроявление при условии кратного увеличения производительности скважин. Разработать универсальную методику сравнения инновационных технологий при различных схемах притока газа к скважине.

3. Усовершенствовать методику диагностики зоны дренирования пласта скважиной при установившемся притоке газа по результатам газодинамических исследований.

Научная новизна

1. Систематизированы проблемы эксплуатации подземных хранилищ газа в условиях пескопроявления, основными из которых являются разрушение призабойной зоны пласта, вынос песка в скважину, накопление песчаных пробок, абразивный износ подземного и наземного оборудования. На основании проведенного анализа сформулированы критерии сохранности призабойной зоны пласта, основным из которых является критический градиент давления на стенке скважины.

2. Разработана методика для расчета размеров зоны дренирования пласта горизонтальной скважиной, вертикальной скважиной увеличенного диаметра, а также вертикальной трещиной гидроразрыва (при определенных граничных условиях). Единый подход к расчету размеров зоны дренирования расширяет возможности обоснования предлагаемых автором инновационных технологий, направленных на обеспечение сохранности призабойной зоны пласта.

3. Впервые в практике интерпретации результатов газодинамических исследований разработан алгоритм расчета фильтрационно-

емкостных параметров зоны дренирования при установившемся притоке газа к вертикальной скважине в условно однородном, в зонально неоднородном и слоистом пласте. Выполненные расчеты позволяют оценить состояние призабойной зоны пласта и забойного оборудования, что обеспечивает возможность выбора оптимального способа эксплуатации и (или) ремонта скважины.

Защищаемые положения

1. Универсальная методика расчета геометрических размеров зоны дренирования при различных схемах притока газа к скважине.

2. Усовершенствованная методика диагностики призабойной зоны пласта при установившемся притоке газа к скважине.

3. Расчет фактического градиента давления — основного критерия сохранности призабойной зоны пласта в процессе циклической эксплуатации подземных хранилищ газа.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Диссертационная работа соответствует специальности 25.00.17 — разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, пунктам, указанным в формуле специальности: проектирование и управление природно-техногенными системами при извлечении из недр углеводородов (природного газа) на базе рационального недропользования, включающего экологически безопасные и рентабельные геотехнологии освоения недр.

В разделе «Область исследования» содержание диссертации соответствует пункту 2: Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа. Отрасль наук — технические науки.

Практическая ценность полученных результатов. Усовершенствованная методика диагностики позволяет определить

параметры призабойной зоны пласта и её состояние, и в конечном итоге виды ремонтных работ, обеспечивающие увеличение межремонтного периода эксплуатации скважин подземных хранилищ газа за счет сохранности призабойной зоны пласта. Методика может быть полезной для научных и производственных организаций, обеспечивающих добычу и долговременное хранение газа в природных резервуарах.

Полученные автором результаты исследований включены в учебные программы подготовки магистров по направлению 131000.68 Нефтегазовое дело профиль «Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин» в Северо-Кавказском федеральном университете.

Апробация работы

Материалы диссертационной работы докладывались на VI региональной научно-технической конференции "Вузовская наука - СевероКавказскому региону", Ставрополь, 2002 г.; на XXXIII научно-технической конференции по результатам работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов СевКавГТУ за 2003 год, на XXXV научно-технической конференции по результатам работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов Северо-Кавказского государственного технического университета за 2005 г.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 9 научных работах, из них 3 статьи — в рецензируемых научных изданиях, рекомендованных ВАК Минобразования и науки РФ.

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, трёх глав и заключения, изложенных на 121 странице, включает 16 рисунков, 34 таблицы. Список использованной литературы включает 96 наименований.

Автор считает своим долгом выразить искреннюю благодарность своему научному руководителю канд. техн. наук, доценту В. А. Васильеву за постоянное внимание, оказанное в период подготовки работы, а также канд.

техн. наук П. Н. Ливинцеву и канд. техн. наук А. В. Хандзелю, советами и консультациями которых автор пользовался в процессе проводимых исследований.

Основное содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы исследований, определена цель работы, поставлены задачи исследований, представлена научная новизна, сформулированы защищаемые положения, показана практическая ценность, приведены сведения о внедрении результатов исследований и апробации работы. В работе за основной критерий сохранности призабойной зоны пласта принят критический градиент давления при фильтрации газа.

В первой главе рассмотрены основные проблемы, связанные с разрушением пласта-коллектора и выносом песка в скважину, механизм процесса пескопроявления, приведена классификация пород по устойчивости. Описаны технологические методы предупреждения пескования, связанные с изменением режима работы скважин.

Выделены основные процессы, характеризующие разрушение пласта-коллектора:

1) Вынос мелких фракций (алевролитовых, пелитовых, глинистых) в песках и слабосцементированных песчаниках. Размер выносимых фракций соизмерим с размером пор и трещин и на порядок меньше размера зерен породы. Прорыв воды к газовой скважине существенно интенсифицирует вынос мелких фракций, как за счет значительного снижения адгезионных сил сцепления, так и за счет более высокой вязкости воды по сравнению с вязкостью газа. Перенос мелких фракций возможен и в самом пласте, например, на фронте вытеснения газа водой.

2) Размыв скелета породы. При критических градиентах давления происходит разжижение песка и вынос его из пласта в скважину. Гранулометрический состав выносимого песка соответствует составу самой породы. Условие выноса несцементированных песков — равенство градиента сил трения градиенту силы тяжести.

3) Разрушение скелета породы (слабосцементированные песчаники). Условие разрушения — равенство градиента давления отношению прочности цемента на разрыв к линейному размеру зерен породы.

4) Разрушение рыхлых пород (песчаники глинистые). Отмечается вынос конгломератов. Условие разрушения - равенство градиента давления отношению прочности на разрыв глинистой связки к линейному размеру конгломератов.

5) Разрушение плотных пород (песчаники, алевролиты). Отмечается разрушение скелета породы, обрушение кровли пласта. Условие разрушения — равенство градиента давления коэффициенту сцепления горной породы

На частицы менее 30 мкм оказывают влияние силы взаимодействия между частичками, когда эти силы становятся соизмеримыми с силами гидродинамического воздействия.

Дополнительная энергия, которую нужно подвести к частичке, чтобы преодолеть межзерновые связи (силы адгезии) и стронуть ее с места, иногда в два-три раза превышает затраты энергии на установившееся транспортирование.

Обобщенный критический градиент давления с учетом сил адгезии для линейного закона Дарси:

где рп— плотность породы; рс— плотность фильтрующейся среды; Ра — силы межзернового взаимодействия (силы адгезии), = 10"8..,10"7 Н; Уе — объем частицы.

Во второй главе сформулированы основные направления развития технологий увеличения производительности скважин.

В настоящее время в ООО «Газпром ПХГ» прорабатываются инновационные технологии для сохранности призабойной зоны пласта в бесфильтровых скважинах увеличенного диаметра, в скважинах с боковым горизонтальным стволом и в скважинах с трещиной гидроразрыва.

Первое защищаемое положение- Универсальная методика расчета геометрических размеров зоны дренирования при различных схемах притока газа к скважине.

Рассмотрен приток газа к горизонтальной скважине При решении задачи используется общвгзвесгаоеуравнение притска газа к вертикальной скважине:

pL-PL=AQu+BQI, (2)

где Рц,, - пластовое давление, Рз;6 - забойное давление; Q0 - дебит газа при нормальных условиях; А и В -коеффицишты фильтрационных сопротивлений.

Коэффициенты Л и В для вертикальной скважины могут быть пр едставлены в виде:

A = lfti{r,h), (3)

В =-^fb(r,h), (4)

"V ff

где а и b — коэффициенты, учитывающие свойства газа и термодинамические условия,

а= % :

' м

b = р ■

(I - коэффициент динамической вязкости газа в пластовых условиях, Ра и Та -давление и температура при нормальных условиях; Т,^ - федняя по пласту температура, z^ - средний по пласту коэффициент сжимаемости газа, к - коэффициент проницаемости; /3 - коэффициент вихревых сопротивлений; р0 - плотность газа при нормальных условиях;. fa(r,h) и fb(r,h) - функции геометрических размеров зоны дренирования пласта скважиной,

fa(y,h) а)

Ь - толщина пласта, гс - радиус скважины по долоту; - радиус зоны дренирования.

Известное уравнение нелинейной фильтрации:

,р и*

Аг к Р ч'к'

(9)

представлено автором в виде: а-р _ ^

¿Г 2 гг.'; (г

■Р

р-и"

(10)

где Р — площадь фильтрации, для вертикальной скважины Е= 2к гк, V — скорость фильтрации.

Выражая скорость фильтрации через расход газа и разделяя переменные, автор получил для вертикальной скважины:

я-С„ ГАГ , й-<?й гАГ

Г РйР = Г | Г—

<11)

Схематизация зоны дренирования пласта горизонтальной скважиной представлена на рисунке 1.

V 7.

/ .......— — " -•■■...

^"ч Г. — : и 2

1 . -'/• •о' / ч"'----'

1 / \ ■— V п/2 "

—........ «« к-2 Ь-2

""................

а)

6)

Рисунок 1 - Схема притока газа к горизонтальной скважине: I, II —области зоны дренирования а) -вертикальный разрез, 6) -горизонтальный разрез

Форма зоны дренирования принята эллипсоидальной. Для горизонтальной скважины имеем:

/•'=.*-Л, (12)

где £ - периметр зоны дренирования, который определяется по полученной автором приближенной формуле:

5 = (13)

в3 — малая полуось эллипса, I — полудлина горизонтальной скважины (фокус эллипса).

После интегрирования уравнения (11) в I зоне, где в3 изменяется от К.к до Ы2, и во П зоне (по З.Б.ЛогЫ), где е., изменяется от Ь/2 до гс фисунок 1), автором получены функции геометрических размеров зоны дренирования пласта горизонтальной скважиной при нелинейном законе фильтрации:

= (14)

(15)

При Ду »I » Ы2 формулы (14) и (15) приводятся к виду:

(17)

Результаты вычислений по формуле (16) близки к результатам расчета функции /а({,к) по формулам Ю. П. Борисова, В. П. Пилатовского, И. М.

Форъулы для расчета зоны дренирования горизонтальной скважины также использованы для расчета притока газа к вертикальной трещине гидроразрыва.

Функции геометрических размеров зоны дренирования пласта трещиной пвдроразрыва автором получены в виде:

о®

Г/,,\ 1 мСтТ""* 1

При ^ »1 »3 фсрмулы (18) и (19) приводятся к виду:

[„(и,) = (2о>

= а»

Результаты расчетов по формуле (20) сопоставимы с результатами расчета функции;1^,к) по формуле Р. Д. Каневской.

Приток газа к вертикальной гидродинамически совершенной скважине рассматривался аналогично притоку к скважине с вертикальной трещиной гидроразрыва при условии, что длина трещины гидроразрыва равна нулю (¿=0).

Функции геометрических размеров зоны дренирования пласта получены в виде (7) и (8).

При наличии в призабойной зоне скважины (вертикальной, с горизонтальным боковым стволом или с трещиной гидроразрыва) области, отличающейся по проницаемости от удаленной части пласта, решение задачи сводится к использованию соответствующих граничных условий, а при фильтрации двухфазной системы при соответствующих значениях коэффициентов фазовой проницаемости.

12

В работе дается сравнительная оценка технологической эффективности скважин различной конфигурации по нескольким критериям:

- увеличение дебита скважины при сохранении депрессии на пласт, которая препятствует обводнению скважины;

- снижение депрессии на пласт с целью рационального использования пластовой энергии при сохранении дебита скважины;

- увеличение дебита скважины при сохранении градиента давления на стенке скважины, определяющего разрушение пласта-коллектора и вынос породы (песка) из пласта в скважину.

Таким образом, увеличение радиуса ствола скважины в интервале продуктивного пласта в п раз может быть заменено трещиной гидроразрыва с полудлиной трещины в 1,5 раза больше. Следовательно, можно провести гидроразрыв с высокопроводящей трещиной относительно небольшой протяженности. Если принимается бурение боковых горизонтальных стволов, то требуемая полудлина горизонтальной скважины не превышает 19-25 м.

В третьей главе для того, чтобы показать многообразие объектов исследования, дана геолого-эксплуатационная характеристика ряда ПХГ, основные проблемы эксплуатации которых связаны с разрушением пласта-коллектора и выносом песка из пласта в скважину: Касимовского, Песчано-Уметского, Елшано-Курдюмского, Канчуринского, Кущевского, Пунгинского.

Сформулированы цели и задачи диагностики, выполнен анализ распределения значений коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В по 10 объектам исследования, в т.ч. по Кущевскому ПХГ для вертикальных и горизонтальных скважин. По Касимовскому ПХГ рассмотрена динамика коэффициентов А и В, установлено, что за прошедшие 14 лет распределение значений коэффициентов в основном не изменилось.

Второе защищаемое положение — Усовершенствованная методика диагностики иризабойной зоны пласта при установившемся притоке газа к скважине, в основу которой положено решение специфической задачи фильтрации газа в зонально неоднородном и в двухслойном пласте.

Модель притока газа к скважине в зонально неоднородном пласте предполагает наличие двух зон фильтрации: удаленная зона пласта I (при И* >г> гт11) с естественной проницаемостью кпл по всей эффективной толщине Ьщ,; призабойная зона пласта II (при гшп > г > гс) с аномальной проницаемостью кшп по работающей толщине Ьпзп.

В модели притока газа к скважине в неоднородном пласте автор предлагает формулы для расчета отношения гидропроводностей:

аф 1п д*

Хга _ сА гтп /"П\

— - -¿г^г, (22)

где Хил- гидропроводность пласта, - гидропроводность призабойной зоны и отношения толщин:

2/3

'V., _ I сд \гШ!, я,.;

АХпл/Хпзп(г „ ) , 1\ КТс ~пзп' /

(23)

где Аф, Вф - фактические коэффициенты фильтрационных сопротивлений, определенные по результатам ГДИ; СА и Св - коэффициенты, учитывающие термодинамические условия, свойства пластового газа и параметры удаленной зоны пласта.

Для удаленной зоны пласта по данным геофизических исследований и по анализу керна принимается его толщина к1Ш и коэффициент проницаемости к^, затем рассчитываются Апзп и кПзп.

По коэффициентам проницаемости Апл и ктп оценивается состояние призабойной зоны пласта. При кш > кт„ призабойная зона закольматирована, при кш < ктп - призабойная зона раздренирована.

Модель притока газа к скважине в зонально неоднородном пласте была использована для диагностики зоны дренирования пласта в скважинах Касимовского ПХГ.

При анализе результатов расчета были выявлены 3 группы скважин:

I группа - проницаемость призабойной зоны пласта лучше проницаемости удаленной зоны (к^ > кщ,).

II группа — проницаемость призабойной зоны пласта хуже проницаемости удаленной зоны (ктп < кал).

III группа - расчетные значения отношения гидропроводности пласта к гидропроводности призабойной зоны пласта (Хш, I Ъаа) меньше нуля.

В скважинах I группы коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта кпзп больше коэффициента проницаемости удаленной зоны (кщ, = 2,2 мкм2), т.е. призабойная зона раздренирована, имеются локальные каналы фильтрации высокой проницаемости.

Для скважин II группы коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта кпзп (при малых значениях радиуса ПЗП) меньше коэффициента проницаемости удаленной зоны (кщ, = 2,2 мкм2), т.е. призабойная зона пласта закольматирована. По мере удаления от стенки скважины вглубь пласта, коэффициент проницаемости увеличивается и на каком-то расстоянии становится равным коэффициенту проницаемости удаленной зоны пласта. Значение радиуса при кпзп = кт можно считать границей призабойной зоны пласта.

Удаление закольматированной зоны пласта путем расширения ствола скважины в интервале продуктивного пласта технически реализовать сложно. Поэтому следует рассмотреть возможность выхода за пределы закольматированной зоны пласта путем бурения горизонтальных боковых стволов или гидравлического разрыва пласта.

В III группе значения отношения %пл / Хл-ш меньше нуля при гшп = 2гс. По мнению автора, это объясняется низким значением коэффициента проницаемости пласта, иногда вплоть до границы зоны дренирования.

Для определения принадлежности скважины к той или иной группе находим критическое значение коэффициента фильтрационных сопротивлений Акр при условии Хпл / Хшп= 0:

Аа=СлЫ± (24)

'run

Если Аф > Акр, то скважина относится к I или II группе; если Аф < А^, то скважина относится к III группе - призабойная зона разрушена.

Общепринятое мнение, что уменьшение коэффициента А свидетельствует об улучшении состояния призабойной зоны, не всегда справедливо. Низкие значения коэффициента А, согласно классификации автора, могут быть как следствием разрушения призабойной зоны пласта, так и промыва фильтров или выноса гравийной набивки.

Для скважин I и II групп определяем состояние призабойной зоны пласта по отношению проницаемостей удаленной зоны и призабойной зоны пласта:

. , 24 2/3

— = {—I , (25)

где

^-ln-^s-

_ сл , (26)

ГС

Вф f i

Р = Св( *v . (27)

W »W

Если km / kmn < 1, то скважина относится к I группе, т.е. призабойная зона раздренирована. Если к^ / ктв> 1, то скважина относится к II группе, т.е. призабойная зона закольматирована.

В диссертации рассмотрена модель притока газа к скважине в слоистом пласте. Для упрощения анализа рассматривается двухслойный пласт, состоящий из двух пропластков: высокопроницаемого (коэффициент проницаемости к\) и низкопроницаемого (коэффициент проницаемости к2).

Для двухслойного пласта зависимость ДР2/^ =/Г0 имеет нелинейный характер, индикаторная линия представляет собой кривую выпуклостью вверх, имеющую граничные условия (рисунок 2): при Овещ-^О; А = А$ В = В0

(28) (29)

(30)

(31)

II i Л,'

К _ Яг íi'

U-B = = В со

Аса _ В« _ Al , Aj " Ri TV

1 у'^ос II tal и = + 1

0 50 100 150 «00 2Í0 300 350 100 150

Ог.б,,-/'-^ HT/3/l":'rT Рисунок 2 - Индикаторная линия при работе двухслойного пласта

Дня построения индикаторной линии рекомендуется формула - 4= - 1) - ~ 1) (32),

к-2

где т = -f.

к i

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений Ат и Вт определяются методом численного дифференцирования функции Ообщ = ДДР2), формула (32).

Примеры зависимости коэффициентов Ат и Вт от дебита газа приведены на рисунках 3 и 4.

3.5 А-эт

2,5 ■

с 1,5 1 i "и -V

" О

О 50 Ш; 150 iCW i50 300 3:0 4CW ¿50

QjlG-ц.тыс пм/cyr

Рисунок 3 - Коэффициент фильтрационного сопротивления Am при работе двухслойного пласта

Ообщ-™«'™3'^

Рисунок 4 - Коэффициент фильтрационного сопротивления Вщ при работе двухслойного пласта

С увеличением расхода газа коэффициент ^увеличивается, а коэффици ент Вт уменьшается в диапазоне!

Ас <Ат <А» В0 > Вт >Вт, При использовании модели условно однородного пласта рассчитываются толщина пласта и коэффициент проницаемости в целом по пласту :

■условная толщина пласта

з /л2 j

^ = (33)

■ условный коэффициент проницаемости

(34)

где а и Ъ - коэффициенты, учитывающие физические свойства газа и геометрию зоны дренирования пласта скважиной; А, В - коэффициенты фильтрационных сопротивлений пласта.

Используя формулы (33) и (34), рассчитываем параметры слоистого пласта hm и km в зависимости от общего расхода газа, а также определяем граничные условия при соответствующих значениях коэффициентов фильтрационных сопротивлений.

С увеличением расхода газа работающая толщина пласта увеличивается, а коэффициент проницаемости уменьшается в диапазоне:

К ''-и '' "г, "о Дпя дальнейшего анализа используем безразмерные параметры

h-n = hm/h, iij = hjh, h2 = h2/h, к.т = кт/кь к2 = к2/кь и понятие

удельного дебита q = Q,^/h, где h = h\ + h2.

На рисунке 5 показана зависимость относительной толщины Л,„ от

толщины hL при различных удельных дебитах газа q (от 0 до со). На рисунке

б показана зависимость безразмерного параметра проницаемости к„, от Нл

для различных дебетов при к2= const.

Из анализа рисунков 5 и б следует, что в случае hin > 1 - пласт

однородный, при кт -> кг пласт низкопроницаемый, при кт 1 пласт

выс окопр ониц аемый.

Обработка данных газодинамических исследований показала, что удельные дебиты газа q не превышают 20 (тыс. м3/сут)/'м и основной объем данных по hja, соответствуют минимуму функции hM )■

■V 1,2

1,0 0,3

0,4 0,2 0,0

1 1 1 1____ ,7

-Я-»О

"Я=20 (тыс. глЗ/сут)/м "Я=40 (тыс. мЗ/сут)/м ^=150 (тыс. мЗ/сут)/м -д—»со

К

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 Рисунок 5 - График зависимости толщины Лт оттолщины/?^ при различных удельных дебитах газа

кт 1

0,8 0,6 0,4 0,2 0

<Э О

£ ^ //\ у я ' ж // ! /

/ > II / 1 / 1* /

17 -> о< 2

-

*~"<р150 (тыс. мЗ сут)/м —q=20 (тыс. мЗ сут)/м

0 0,2 0,4 0,(5 0,8

К

Рисунок б - Зависимость безразмерного параметрапроницаемости кт от толщины/г^ дляразличных дебитов при /С2=С0П^

Автором получены формулы:

(36)

к

^(l-fczj+fc;

2

(37)

Из формул (35) - (37) определяются параметры двухслойного пласта -

толщина и коэффициент проницаемости каждого слоя.

Третье защищаемое положение — Расчет фактического градиента давления — основного критерия сохранности призабойной зоны пласта в процессе циклической эксплуатации подземных хранилищ газа.

Определяется дебит газа по каждому слою для всех режимов

исследования:

а также скорость фильтрации газа на стенке скважины для каждого слоя:

<

2пгс}цРза6

и градиент давления на стенке скважины при тех же условиях:

Модель двухслойного пласта была апробирована на скважине 122 Песчано-Уметского ПХГ, в которой исследования проводили до капитального ремонта и после него. Расчеты показали, что до КРС градиент давления на стенке скважины против высокопроницаемого пропластка при максимальном отборе газа 286 тыс.м3/сут в 75 раз превышает критические

(38)

(40)

(разрушающие пласт) градиенты, поэтому отмечается вынос песка. При извлечении фильтра было установлено точечное разрушение его каркаса. После капитального ремонта градиент давления на стенке скважины против высокопроницаемого пропластка при максимальном отборе газа 286 тыс.м3/сут снизился в 4,5 раза.

Подобные расчеты выполнены нами и для зонально неоднородного пласта при соответствующих значениях параметров призабойной зоны пласта, удаленной зоны пласта и условно однородного пласта. Градиент давления при параметрах удаленной зоны пласта получается меньше критического градиента давления для несвязных пород с размером зерен более 200 мкм. Если рассчитывать по параметрам условно однородного пласта, значение градиента давления существенно больше. Ещё большие значения градиента давления получаются при расчете для зонально неоднородного пласта на стенке скважины в призабойной зоне пласта. Однако в этом случае градиент давления не превышает величину сцепления горной породы (для Касимовского ПХГ С=0,4 МПа/м).

Таким образом, обработка данных газодинамических исследований по Усовершенствованной методике позволила определить размеры призабойной зоны пласта, её работающую толщину, коэффициент проницаемости и фактический градиент давления. Для повышения продуктивности скважин рекомендуется выход за пределы закольматированной зоны пласта путем бурения горизонтальных боковых стволов или гидравлического разрыва пласта.

Заключение

1. Эксплуатация скважин в условиях пескопроявления требует особого подхода. Выявлены причины пескования, определены критерии сохранности призабойной зоны пласта и оценены их численные значения. Для практического пользования предлагаются формулы для расчета критического градиента давления при фильтрации газа.

2. Основное направление увеличения межремонтного периода скважины - предотвращение разрушения пласта путем выбора режима эксплуатации скважины при постоянном градиенте давления, не превышающем критическое значение. При этом для повышения продуктивности рекомендуются технологии: расширение ствола скважины в интервале пласта - коллектора, создание вертикальных трещин гидроразрыва или бурение боковых горизонтальных стволов с выходом за пределы закольматированной зоны. Степень увеличения диаметра ствола скважины, глубина трещины гидроразрыва, длина бокового горизонтального ствола рассчитывается при критических значениях критериев сохранности призабойной зоны пласта и требуемом дебите скважины по предлагаемой в работе методике.

3. Предлагается «Универсальная методика расчета геометрических размеров зоны дренирования при различных схемах притока газа к скважине».

4. Выбор технологии повышения продуктивности скважин зависит от состояния призабойной зоны пласта. Предлагается «Усовершенствованная методика диагностики призабойной зоны пласта при установившемся притоке газа к скважине для условно однородного, зонально неоднородного и слоистого пласта». Методика позволяет определять радиус кольматации призабойной зоны пласта, коэффициент проницаемости, работающую толщину и фактический градиент давления, и прогнозировать наличие локальных каналов высокой проводимости.

Результаты исследования опубликованы в следующих работах:

Статьи, опубликованные в рецензируемых научных изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки России:

1. Васильев, В.А. Единый подход к расчету зоны дренирования скважинами различной конфигурации / В. А. Васильев, Т. А. Гулькина // Нефтепромысловое дело. -2013. -№4. - С. 5-8 (автора 0,22 п. л.).

2. Расчет параметров призабойной зоны пласта при зональной неоднородности / Т. А. Гунькина, В. А. Васильев, Л. М. Зиновьева, В. Г. Копченков // Вестник Северо-Кавказского федерального университета. — 2013. — №6. - С. 40-44 (автора 0,14 п. л.)

3. Диагностика призабойной зоны пласта по данным газодинамических исследований / В. А. Васильев, Т. А. Гунькина, Д. В. Гришин, Г. С. Голод // Газовая промышленность. - 2014. - №2. - С. 20-23 (автора 0,13 п. л.).

Статьи, опубликованные в других научных изданиях:

1. Анализ работы скважин Северо-Ставропольского ПХГ с восстановленной призабойной зоной пласта методом закачки высокопроницаемой композиции / Т. А. Гунькина, В. Е. Дубенко, С. В. Беленко, В. В. Киселев // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: сборник научных трудов ОАО "СевКавНИПИгаз". - Ставрополь: СевКавНИПИгаз. - 2002. - С. 400-404 (автора 0,06 п. л.).

2. Гунькина, Т.А. Гидродинамическая модель слоистого пласта / Т. А. Гунькина, В. А. Васильев / Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону: материалы VI региональной научно-технической конференции. — Ставрополь: СевКавГТУ, 2002. - С. 45. (автора 0,03 п. л.).

3. Результаты лабораторных экспериментов по использованию контейнерного фильтра с гравийной обсыпкой в скважинах ПХГ / Т. А. Гунькина, Т. И. Драчев, В. Е. Дубенко, П. Н. Ливинцев // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ:

сборник научных трудов ОАО "СевКавНИПИгаз". - Ставрополь: СевКавНИПИгаз. - 2003. - С. 257-266 (автора 0,15 п. л.).

4. Васильев, В.А. Модель слоистого пласта / В. А. Васильев, Т. А. Гунькина, А. И. Щёкин / Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: сборник научных трудов ОАО "СевКавНИПИгаз". - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2003.- с. 380-388 (автора 0,2 п. л.).

5. Гунькина, Т.А. Модель двухслойного пласта / Т. А. Гунькина, В. А. Васильев, А. И. Щекин / Результаты работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов СевКавГТУ за 2003 год: материалы XXXIII научно-технической конференции. - Ставрополь, 2004. -с. 133 (автора 0,02 п. л.).

6. Гунькина, Т.А. Динамика параметров работы скважин ПХГ при газодинамических исследованиях / Т. А. Гунькина, В. А. Васильев, О. В. Кузьменко / Результаты работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов Северо-Кавказского государственного технического университета за 2005 г., т. 1: материалы XXXV научно-технической конференции. - Ставрополь: СевКавГТУ, 2006. - с. 35-36 (автора 0,01 п. л.).

Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Гарнитура Times New Roman. Усл. печ. л. —1,6. Тираж -100 экз. Заказ № 195 от 29.04.2014 г.

Сверстано и отпечатано в типографии ООО «Альфа Принт» г. Ставрополь, ул. Морозова, д. 30, офис 33, тел.: 941-651

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Гунькина, Татьяна Александровна, Ставрополь

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования «СЕВЕРО-КАВКАЗСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

(СКФУ)

04201459908 с"7 ^ На правах рукописи

Гунькина Татьяна Александровна

КРИТЕРИИ СОХРАННОСТИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА В УСЛОВИЯХ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЯ ПРИ ЦИКЛИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ГАЗА

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Диссертация

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель кандидат технических наук, доцент Васильев Владимир Андреевич

Ставрополь - 2014

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение................................................................................................................................................4

1 Механизм процесса пескопроявления при эксплуатации

подземного хранилища газа............................................................................................9

1.1 Пескопроявление при эксплуатации скважин ПХГ....................................9

1.1.1 Механизм процесса пескопроявления....................................................................10

1.1.2 Последствия пескопроявления......................................................................................12

1.2 Классификация пород пласта - коллектора по устойчивости к разрушению....................................................................................................................................13

1.3 Унос частиц из пористой среды....................................................................................17

1.4 Технологические методы предупреждения пескования..........................21

2 Обоснование применения инновационных технологий

увеличения производительности скважин............................................................26

2.1 Направления развития технологий увеличения производительности скважин........................................................................................26

2.2 Технологическая эффективность способа увеличения диаметра скважины............................................................................................................................................28

2.3 Схемы притока газа к скважинам................................................................................37

2.3.1 Приток газа к горизонтальной скважине..............................................................38

2.3.2 Приток газа к вертикальной трещине гидроразрыва................................47

2.3.3 Приток газа к вертикальной скважине..................................................................50

2.4 Сравнительная оценка технологической эффективности скважин различной конфигурации....................................................................................................52

3 Усовершенствание методики диагностики зоны дренирования пласта скважиной по результатам газодинамических

исследований....................................................................................................................................57

3.1 Геолого-эксплуатационная характеристика некоторых ПХГ..........57

3.2 Цели и задача диагностики................................................................................................64

3.3 Модели диагностики зоны дренирования пласта при

установившемся притоке газа к скважине............................................................68

3.3.1 Теоретические основы диагностики..........................................................................68

3.3.2 Модель притока газа к скважине в условно однородном пласте... 72

3.3.3 Модель притока газа к скважине в зонально неоднородном

пласте........................................................................................................................................................81

3.3.4 Рекомендации по оценке состояния призабойной зоны пласта... 88

3.3.5 Модель притока газа к скважине в слоистом пласте..................................94

Заключение........................................................................................................................................110

Список литературы....................................................................................................................111

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

В настоящее время в России создана развитая система подземного хранения газа, которая выполняет следующие функции:

■ регулирование сезонной неравномерности газопотребления;

■ хранение резервов газа на случай аномально холодных зим;

■ регулирование неравномерности экспортных поставок газа;

■ обеспечение подачи газа в случае нештатных ситуаций в Единой Системе Газоснабжения (ЕСГ);

■ создание долгосрочных резервов газа на случай форс-мажорных обстоятельств добычи или транспортировки газа.

Подземные хранилища газа (ПХГ) являются неотъемлемой частью ЕСГ России и расположены в основных районах потребления газа.

Эффективность эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ) определяется продуктивностью эксплуатационных скважин в цикле отбора и их приемистостью в цикле закачки газа, а также длительностью межремонтного периода, которая в основном связана с интенсивностью разрушения призабойной зоны пласта, что приводит к выносу песка в скважину, кольматации и абразивному износу подземного оборудования. Разрушению призабойной зоны способствуют высокие градиенты давления на стенке скважины при фильтрации газа, прорыв пластовой воды при необоснованной депрессии на пласт, изменение направления фильтрационных потоков при отборе и закачке газа, нерегулируемое резкое увеличение дебита скважины (например, при газодинамических исследованиях скважины). Помимо разрушения пласта возможно образование локальных каналов фильтрации малых размеров и высокой проводимости. Выявление локальных каналов фильтрации возможно как геофизическими методами, так и по результатам газодинамических исследований.

Важнейшим критерием сохранности призабойной зоны пласта является критический градиент давления при фильтрации газа, зависящий от степени устойчивости пласта к разрушению, а также от неоднородности пласта (зональной и слоистой) по гидропроводности.

К настоящему времени разработаны технологии, направленные на сохранность призабойной зоны пласта, среди которых наиболее распространёнными являются крепление призабойной зоны, изоляция водопритоков, бурение скважин большого диаметра и другие. Однако используемые в настоящее время технологии затратные и не являются универсальными.

Диссертационные исследования направлены на выявление инновационных технологий, обеспечивающих не только сохранность призабойной зоны пласта, но и повышение дебита при обоснованном градиенте давления при фильтрации газа (увеличение диаметра скважины в интервале продуктивного пласта, бурение горизонтальных боковых стволов и гидравлический разрыв пласта).

Целью работы является обоснование критериев сохранности призабойной зоны пласта в условиях пескопроявления при циклической эксплуатации подземных хранилищ газа.

Основные задачи исследований

1. Выявить критерии сохранности призабойной зоны пласта, математически обосновать критический градиент давления при фильтрации газа и связанные с ним дебит и депрессию на пласт.

2. Рассмотреть возможность использования инновационных технологий, которые обеспечивают критические градиенты давления, предупреждающие пескопроявление при условии кратного увеличения производительности скважин. Разработать универсальную методику сравнения инновационных технологий при различных схемах притока газа к скважине.

3. Усовершенствовать методику диагностики зоны дренирования пласта скважиной при установившемся притоке газа по результатам газодинамических исследований.

Научная новизна

1. Систематизированы проблемы эксплуатации подземных хранилищ газа в условиях пескопроявления, основными из которых являются разрушение призабойной зоны пласта, вынос песка в скважину, накопление песчаных пробок, абразивный износ подземного и наземного оборудования. На основании проведенного анализа сформулированы критерии сохранности призабойной зоны пласта, основным из которых является критический градиент давления на стенке скважины.

2. Разработана методика для расчета размеров зоны дренирования пласта горизонтальной скважиной, вертикальной скважиной увеличенного диаметра, а также вертикальной трещиной гидроразрыва (при определенных граничных условиях). Единый подход к расчету размеров зоны дренирования расширяет возможности обоснования предлагаемых автором инновационных технологий, направленных на обеспечение сохранности призабойной зоны пласта.

3. Впервые в практике интерпретации результатов газодинамических исследований разработан алгоритм расчета фильтрационно-емкостных параметров зоны дренирования при установившемся притоке газа к вертикальной скважине в условно однородном, в зонально неоднородном и слоистом пласте. Выполненные расчеты позволяют оценить состояние призабойной зоны пласта и забойного оборудования, что обеспечивает возможность выбора оптимального способа эксплуатации и (или) ремонта скважины.

Защищаемые положения

1. Универсальная методика расчета геометрических размеров зоны дренирования при различных схемах притока газа к скважине.

2. Усовершенствованная методика диагностики призабойной зоны пласта при установившемся притоке газа к скважине.

3. Расчет фактического градиента давления - основного критерия сохранности призабойной зоны пласта в процессе циклической эксплуатации подземных хранилищ газа.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Диссертационная работа соответствует специальности 25.00.17 - разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, пунктам, указанным в формуле специальности: проектирование и управление природно-техногенными системами при извлечении из недр углеводородов (природного газа) на базе рационального недропользования, включающего экологически безопасные и рентабельные геотехнологии освоения недр.

В разделе «Область исследования» содержание диссертации соответствует пункту 2: Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа.

Отрасль наук - технические науки.

Апробация работы

Материалы диссертационной работы докладывались на VI региональной научно-технической конференции "Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону", Ставрополь, 2002 г.; на XXXIII научно-технической конференции по результатам работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов СевКавГТУ за 2003 год, на XXXV научно-технической конференции по результатам работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов Северо-Кавказского государственного технического университета за 2005 г.

Полученные автором результаты исследований включены в учебные программы подготовки магистров по направлению 131000.68 Нефтегазовой дело профиль «Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин» в СевероКавказском федеральном университете.

Публикации

По теме диссертации опубликованы 9 научных работах, из них 3 статьи -в рецензируемых научных изданиях, рекомендованных ВАК Минобразования и науки РФ.

Объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, трёх глав и заключения, изложенных на 121 странице, включает 16 рисунков, 34 таблицы. Список использованной литературы включает 96 наименований.

Автор считает своим долгом выразить искреннюю благодарность научному руководителю к.т.н., доценту В. А. Васильеву за постоянное внимание, оказанное в период подготовки работы, а также к.т.н. П. Н. Ливинцеву и к.т.н. А. В. Хандзелю, советами и консультациями которых автор пользовался в процессе проводимых исследований.

1 МЕХАНИЗМ ПРОЦЕССА ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ГАЗА

1.1 Пескопроявление при эксплуатации скважин ПХГ

В пределах ЕСГ РФ действует около тридцати подземных хранилищ газа, из них 14 созданы в истощенных месторождениях: Песчано-Уметское, Елшано-Курдюмское (два объекта хранения), Степновское (два объекта хранения), Кирюшкинское, Аманакское, Дмитриевское, Михайловское, СевероСтавропольское (два объекта хранения), Краснодарское, Кущевское, Канчуро-Мусинский комплекс ПХГ (два объекта хранения), Удмуртский резервирующий комплекс (два объекта хранения), Пунгинское, Совхозное.

Шесть ПХГ созданы в водоносных пластах: Калужское, Щелковское, Касимовское, Увязовское, Невское, Гатчинское. Кроме того ведется строительство в водоносных пластах - Беднодемьяновское, в отложениях каменной соли - Калининградское и Волгоградское [9, 57, 58].

Основные проблемы, связанные с разрушением пласта-коллектора и выносом песка в скважину, проявляются при эксплуатации ПХГ, созданных в терригенных водоносных пластах щигровского горизонта, а также в истощенных газовых месторождениях [70].

1.1.1 Механизм процесса пескопроявления

Одним из важных вопросов технологии эксплуатации скважин ПХГ является борьба с песком, предотвращение образования песчаных пробок и уменьшение влияния песка.

Из-за большого содержания песка в добываемой продукции преждевременно выходят из строя промысловые трубопроводы, штуцеры, задвижки, насосно-компрессорные трубы и другое промысловое оборудование. Кроме того, выносимый из пласта песок может осаждаться на забое скважин, в результате чего их эксплуатация преждевременно прекращается и требуется ремонт [85].

В литературе за основную причину выноса песка в скважину принимают разрушение призабойной зоны пласта (ПЗП), которая является следствием возникновения напряжений в породе при фильтрации пластовой жидкости (газа, воды и их смесей) [10, 29, 30, 32, 36, 41, 42, 61, 65, 79].

Разрушение ПЗП происходит, когда эти напряжения превышают предел прочности горной породы. В связи с этим, основными направлениями предупреждения разрушения ПЗП принято считать [2, 8, 48, 66, 77, 78, 81]:

- снижение депрессии на пласт путем уменьшения дебита скважины;

- создание экранов у поверхности фильтрации путем установки пескозадерживающих фильтров;

- увеличение прочности горной породы в призабойной зоне пласта путем крепления ее различными полимерными связующими, смолами или цементом.

осушка ПЗП в максимально возможной степени, снижая водонасыщенность и фазовую проницаемость для жидкости;

- увлажнение ПЗП для увеличения плотности несвязного песка.

В промысловой практике признаками пескопроявления принято считать:

- поступления песка с продукцией скважины на поверхность;

- изменение отметки забоя скважины (накопление песчаной пробки);

- снижение продуктивности или приемистости скважины, как следствие накопления на забое песчаной пробки или кольматации фильтра [35].

При интенсивном пескопроявлении отмечается абразивный износ забойного оборудования (механических фильтров, каркасов гравийных фильтров) и перфорационных отверстий; смятие эксплуатационных колонн в интервале перфорации. При освоении скважин с высокими депрессиями образуются значительные по высоте песчаные пробки в колонке НКТ. Такие же пробки иногда образуются при остановке эксплуатационных скважин.

Несмотря на многолетний опыт эксплуатации пескопроявляющих скважин до настоящего времени отсутствует достаточно обоснованная модель разрушения коллектора и математическое описание процессов, протекающих в системе пласт-скважина.

Прежде всего, необходимо определить терминологию процессов.

Пескопроявление — поступление песка в скважину при дренировании слабоустойчивых пород. Гранулометрический состав выносимого в скважину песка включает обычно мелкие фракции. Пескопроявление может наблюдаться в течение всего срока эксплуатации скважины, т.е. десятки лет.

Разрушение призабойной зоны пласта — это интенсивный вынос в скважину песка с разрушением скелета породы, образованием каверн, каналов различных геометрических форм и размеров. Гранулометрический состав выносимого при этом песка идентичен составу по керну.

Если пласт состоит из рыхлого песка, то при большой скорости газ уносит с собой часть песка. Нижняя часть скважины до какой-то высоты заполняется песком. Высота песчаной пробки бывает разная. Промежутки песка заполняются мелкими частицами породы. Скважина сначала уменьшает дебит, а затем совсем перестает давать газ, так как забита песком и мелкими частицами породы.

Образование песчаных пробок — это накопление песка на забое скважины при дебитах ниже некоторого критического. Песчаная пробка может накапливаться стабильно, непрерывно в течение длительного времени, но может образоваться мгновенно, катастрофически. Песчаная пробка может

образовываться при остановке действующей скважины, даже с высоким дебитом, но содержащей в продукции много песка. В этом случае происходит закупорка скважины, и требуются капитальные ремонтные работы. Возможно образование «висячих» пробок по длине колонны НКТ.

Таким образом, при рассмотрении процессов переноса песка в системе «пласт - скважина» необходимо выделять отдельные элементы этой системы: пласт, ПЗП, забой скважины, колонну НКТ.

1.1.2 Последствия пескопроявления

Всякое пескопроявление приводит к отрицательным последствиям:

- разрушение пла�