» ГЛАВНАЯ > К содержанию номера
» Все публикации автора
Журнал научных публикаций
«Наука через призму времени»
Декабрь, 2018 / Международный научный журнал
«Наука через призму времени» №12 (21) 2018
Автор: Шестерикова Раиса Егоровна, студентка 4 курс
Рубрика: Науки о земле
Название статьи: Влияние геолого-физических и технологических условий на дебит газовых скважин
Дата публикации: 6.12.2018
УДК 622.276
Влияние
геолого-физических и технологических условий на дебит газовых скважин
Шестерикова
Раиса Егоровна
д.т.н., доцент СКФУ, профессор кафедры технологии переработки нефти и промышленной экологии института нефти и газа
Шестерикова
Анастасия Андреевна
студентка 4 курс, бакалавр
Северо-Кавказский Федеральный Университет, институт нефти и газа, г.Ставрополь
Аннотация. В статье представлен анализ факторов, оказывающих существенное влияние на состояние продуктивного пласта и, следовательно, на добывные возможности. Авторами проанализировано влияние объективных геолого-физических факторов и технологических, обусловленных определенными видами ремонтно-восстановительных работ, на дебиты скважины. На основе выполненного анализа показано, что основной причиной понижения дебитов скважин является снижение скорости газового потока в НКТ.
Ключевые слова: дебит, призабойная зона, скважина, скорость газа.
По мере истощения залежи происходит снижение пластового и забойного давлений и как следствие падение дебита газа. Снижение продуктивности скважин связано с проявлением различных геолого-физических и технологических факторов. Основными геолого-промысловыми факторами являются:
- изменение состояния призабойной зоны скважин (ПЗС);
- скопление жидкости в стволе скважины;
- осложнение в эксплуатации скважин из-за ухудшения ее технического состояния.
Первопричиной проявления всех этих факторов является снижение скорости
газа в насосно-компрессорных трубах (НКТ) ниже минимально необходимой. Одной из
главных причин уменьшения дебитов
газовых и газоконденсатных скважин в
процессе их эксплуатации является
изменение состояния призабойных зон. Призабойная зона – это особая часть
пласта, определяющая дебит скважины. В
зоне нескольких метров вокруг скважины возникают основные фильтрационные
сопротивления при притоке к ней флюида. Даже незначительные ухудшения
фильтрационных свойств коллектора в этой зоне сопровождаются существенным
уменьшением продуктивности скважины. Опыт разработки месторождений показывает,
что ухудшение фильтрационно-емкостных свойств коллектора в этой области пласта
происходит за счет:
- обводнения скважин вследствие проникновения на забой пластовых вод;
- обводнения скважин вследствие накопления на забое конденсационной воды;
- разрушения пласта и образования песчаных пробок на забое;
- накопления конденсата в призабойной зоне и на забое;
- разбухания глинистого материала в призабойной зоне из-за контакта ее с водой;
- закупорки части перфорационных отверстий;
- ухудшения технического состояния ствола скважины.
Скопление поступающей из пластов жидкости в газовых скважинах приводит к ее фильтрации в призабойную зону продуктивного пласта, ухудшая при этом его фильтрационные параметры. Обводнение призабойной зоны пласта вызывает ее разрушение, а в отдельных случаях приводит к смятию эксплуатационных колонн. Механизм обводнения газовых скважин определяется следующими условиями:
- горно-геологическими условиями продуктивной залежи;
- термобарическими условиями;
- конструктивными параметрами скважины;
- техногенными процессами;
- технологическими параметрами.
Продуктивные залежи разных месторождений отличаются типом залежи, коллекторскими свойствами и литологией продуктивного пласта, положением контура газо-водяного контакта (ГВК) и др. Все это определяет режим разработки залежи: газовый или водонапорный. При водонапорном режиме разработки месторождения по мере вытеснения газа водой происходит неизбежное обводнение скважин. Это приводит к уменьшению фазовой проницаемости продуктивного пласта по газу и как следствие – снижению притока газа за счет ухудшения фильтрационных характеристик призабойной зоны скважин.
Изменение фазовой проницаемости призабойной зоны пласта во времени можно контролировать, используя уравнение притока газа к забою скважины, которое имеет вид:
Qг = 6,28 * K * h * (Pпл – Рзаб) / Ln(Rk/Rck) (1)
где Qг - дебит скважины по газу;
К – коэффициент проницаемости;
h – мощность пласта, вскрытая скважиной,
Рпл, Рзаб – пластовое давление и давление на забое скважины,
Rk – радиус контура питания,
Rск – радиус скважины.
Зная дебиты скважины, текущие пластовое давление и давление на забое можно, используя уравнение (1), оценить изменение фильтрационных характеристик пласта по уравнению (2).
h1 / hi = Qг1* (Рплi – Рзабi) / [Qгi * (Рпл1 – Рзаб1)] (2)
где индекс 1 относится к начальному замеру параметров, а индекс i к текущему;
h1 / hi – отношение первоначальной фазовой проницаемости по газу к текущей.
На рисунке 1 приводятся данные по изменению фазовой проницаемости по газу одной из скважин Азовского месторождения.
Рисунок 1 .Динамика изменения фазовой проницаемости по газу
Из данных рисунка следует, что через 4 года (17 квартал) эксплуатации фазовая проницаемость по газу снизилась в 3 раза. Если отношение h1/hi>1,то фазовая проницаемость по газу уменьшилась по сравнению с первоначальной. При отношении и h1/hi< 1 фазовая проницаемость по газу увеличивается по сравнению с первоначальной, т.е. призабойная зона пласта очищается от загрязнений.
Продуктивные газоносные пласты некоторых месторождений характеризуются сложным геологическим строением. Они неоднородны по мощности, по площади, по фильтрационно-емкостным характеристикам. Это может привести к прорыву и последующему продвижению пластовых вод к забою по наиболее дренируемым, наиболее проницаемым пачкам и пропласткам. В этих условиях нарушается нормальная эксплуатация низкопроницаемых пропластков и даже возможно прекращение их выработки.
Механизм обводнения скважин различен в зависимости от геолого-физических особенностей каждого конкретного месторождения. При эксплуатации скважин в условиях обводнения можно выделить два периода:
- первый – когда вся поступающая на забой вода выносится на поверхность:
Qв = qв
где Qв – дебит воды, поступающей на забой,
qв – дебит воды, выносимый из скважины;
- второй – когда на забое начинается накопление воды:
q = Qв - qв
В первый период эксплуатации скважина работает стабильно, без осложнений.
Осложнения в работе скважины возникают при накоплении воды на забое и в НКТ
из-за снижения дебита газа. Накопление жидкости на забое и в НКТ сопровождается
уменьшением депрессии на пласт, вплоть до самоглушения скважины.
На процесс обводнения скважин газовых и газоконденсатных месторождений оказывают влияние термобарические условия. Разработка месторождений осуществляется в изотермических условиях отбора газа из пласта, а давление уменьшается. Пластовый флюид находится в состоянии термодинамического равновесия. В условиях уменьшения давления в призабойной зоне происходит нарушение фазового равновесия пластовой смеси: влагоемкость газа увеличивается, что создает условия для испарения жидкости, при этом минерализация последней возрастает и может достичь пересыщения, что сопровождается кристаллизацией солей. Выпадение солей в призабойной зоне скважины вызывает кольматацию (закупорку) поровых каналов и снижение продуктивности скважины.
Движение газа в пласте описывается уравнением изотермы, а в НКТ – политропой. При движении по НКТ газ расширяется и совершает работу, что сопровождается снижением температуры, которое рассчитывается по уравнению (3).
(3)
В первом приближении оценить понижение температуры при движении газа по НКТ можно, используя уравнение Джоуля-Томпсона.
(4)
где - коэффициент Джоуля-Томпсона, оС/ат.
Для природного газа можно принять = 0,25 оС/ат.
Понижение температуры сопровождается уменьшением влагоемкости газа и конденсацией паров воды. На малодебитных скважинах при скоростях газового потока ниже минимально необходимых конденсационная вода по стенкам НКТ стекает и скапливается на забое. Накопление конденсационной воды на забое приводит к уменьшению депрессии на пласт и как следствие уменьшению притока газа.
Отличительной особенностью эксплуатации скважин газоконденсатных месторождений является снижение их продуктивности из-за накопления ретроградного углеводородного конденсата у забоя скважины из-за резкого изменения термобарических условий у забоев, а также в пласте по мере падения пластового давления. Выпадение углеводородного конденсата (С3 – С5) в пласте и в призабойной зоне сопровождается уменьшением фазовой проницаемости по газу и к безвозвратным его потерям.
На вынос жидкости с забоя оказывает влияние конструкция скважины.
Конструкция забоя скважин зависит от литологических свойств продуктивного пласта, наличия подошвенных и краевых вод, технологического режима эксплуатации скважин. В практике добычи газа нашли применение скважины:
- с открытым забоем;
- с забоем, оборудованным фильтром;
- с перфорированным забоем.
Газовый лифт может быть оборудован башмаком, который спускают до нижних, средних или верхних перфорационных отверстий. На рисунке 2 приведены три варианта спуска НКТ в газовых и газоконденсатных скважинах.
Рисунок 2. Варианты спуска газового лифта в скважине
Практика спуска башмака фонтанных труб до верхних перфорационных отверстий способствует тому, что на забое малодебитных скважин будет накапливаться вода при любом режиме разработки залежи и столб жидкости на забое будет уменьшать депрессию на пласт, уменьшая приток газа. В этих условиях забой никогда не будет «сухим». Обеспечить чистоту призабойной зоны скважины за счет удаления жидкости в условиях, когда НКТ спущены не до забоя, не удается.
Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений указывает на существенное изменение продуктивности скважин в процессе их эксплуатации за счет ухудшения фильтрационных параметров коллектора в призабойной зоне. Изменение продуктивности скважины из-за ухудшения фильтрационных параметров призабойной зоны может быть вызвано технологическими процессами, связанными с определенными видами ремонтно-восстановительных работ. Компоненты используемых технологических жидкостей при проведении ремонтно-восстановительных работ могут кольматировать призабойную зону скважины, что ухудшает ее фильтрационные свойства. Фильтрат технологических жидкостей, глинистый раствор, частицы других реагентов, осаждаясь у забоя скважин, снижают абсолютную фазовую проницаемость коллектора. Уменьшение абсолютной проницаемости коллектора может быть вызвано различными деформационными процессами и разрушением породы, вызванными деятельностью человека.
В процессе эксплуатации скважин происходит ухудшение технического состояния ствола, что также оказывает влияние на ее продуктивность. Опыт эксплуатации скважин газовых и газоконденсатных месторождений показывает, что НКТ в скважине подвергаются коррозионному разрушению. Особенно ярко это проявляется на месторождениях с пластовым флюидом, содержащим агрессивные компоненты: сероводород, углекислоту, органические кислоты. Продуктами коррозии являются, как правило, твердые вещества, которые кольматируют призабойную зону, снижая ее продуктивность. Разрушение породы и вынос ее частиц может вызвать эрозионное разрушение фонтанных труб, штуцеров. Эти процессы могут привести к разгерметизации фонтанных труб.
Другой причиной ухудшения технического состояния ствола скважины является разрушение цементного камня. Негерметичность цементного кольца вызывает заколонные перетоки, что приводит к появлению жидкости в стволе скважины.
Технологические условия также способны оказывать влияние на дебиты газовых и газоконденсатных скважин. Образование столба жидкости на забое газовых скважин связано с выбором технологического режима эксплуатации и конструкции скважины.
К технологическим факторам эксплуатации скважин относятся:
- допустимая депрессия на пласт;
- схема обвязки скважин (кустовая, лучевая);
- разность статического и шлейфового давлений;
- способ эксплуатации скважин (фонтанными трубами, по затрубному пространству, совместно и др.).
Изменение или нарушение технологического режима эксплуатации скважин сопровождается теми же осложнения, о которых указывалось выше, и которые приводят к снижению производительности скважин.
Выводы
- Для обеспечения стабильной работы скважины нельзя допускать накопления жидкости на забое, для этого необходимо обеспечить условия для непрерывного ее выноса на поверхность.
- Разработка газоконденсатной залежи должна быть направлена на максимальное извлечение углеводородного конденсата, поэтому для повышения продуктивности скважин газоконденсатной залежи режим их эксплуатации не должен допускать процесс накопления конденсата в призабойной зоне и на забое скважин.
- Снижение скорости газового потока в НКТ ниже минимально-необходимой вызывает накопление жидкости на забое и является основной причиной снижения дебитов скважин.
Список литературы:
- Гасумов Р.А, Галанин И.А., Шестерикова Р.Е., Методика обоснования выбора оптимальной конструкции газового лифта, обеспечивающего непрерывный вынос жидкости, Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти: Тез. докл. междунар. науч.-практ. конф. г.Кисловодск, 11-15 сент. 2006г./СевКавНИПИгаз.- Ставрополь: РИО ОАО «СевКавНИПИгаз», 2006.
- Гидродинамические исследования скважин/МангазеевП.В. [и др.].Томск: Изд-во ТПУ, 2004. 340 с.
- Грехов И.В., Кучумов Р.Р.Системный анализ точности прогнозирования эффективности гидроразрыва пласта //Новые технологии по нефтегазовому региону: материалы X Всерос. науч.-практ. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. С. 62-65.
- Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения пород,2-е изд., перераб. идоп. М.:Недра, 1985.310с.
- Необходимые условия информационной среды для объективного анализа результатов применения технологий добычи нефти /Стабинскас А.П. [и др.] // Инновационные решения в строительстве скважин. Науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ: материалы Всерос. науч.-техн. конф. Уфа: УНГТУ, 2011. С.118-122.
Комментарии: