Полный текст

Введение На сегодняшний день значительная часть газовых месторождений находится на заключительной стадии разработки, которая характеризуется рядом осложнений: ростом обводненности добываемой продукции, падением пластового давления, нарушением целостности призабойной зоны, увеличением аварийности скважин, связанных с выносом из пласта механических частиц. Интенсификация добычи углеводородов, как правило, сопровождается выносом песка, если коллектор представлен слабосцементированными породами или обводнен. Пластовый песок может оседать во внутрискважинном и наземном оборудовании, препятствуя его нормальной работе, снижать темп отбора, влиять на фазовые изменения углеводородов и увеличивать эксплуатационные затраты в целом. Сегодня управление процессами пескопроявления - сложная комплексная задача, включающая в себя прогнозирование выноса песка и выбор методов для минимизации и предотвращения негативного влияния выносимых механических примесей. Разработка решений, корректно описывающих обоснование режима эксплуатации газовых скважин в условиях активного пескопроявления, является на сегодня актуальной задачей. Далее рассматриваются основные причины пескопроявлений, проанализированы мероприятия по борьбе с пескопроявлениями и условия применения методов предупреждения пескопроявлений и / или ликвидации аварийных ситуаций. Цель работы - повышение эффективности эксплуатации газовых скважин в осложненных водо- и пескопроявлением условиях. Влияние свойств пород-коллекторов на пескопроявления Несмотря на то что примерно 60 % мировой добычи нефти и газа приходится на карбонатные породы, 90 % эксплуатационных скважин находятся в коллекторах из песчаника. Около 30 % этих песчаников могут быть достаточно слабосцементированными, чтобы в скважине началось проявление песка [1]. В некоторых карбонатных коллекторах также существует возможность добычи твердых частиц [2, 3]. Добываемый песок может приводить к эрозии подземного и наземного оборудования, таким образом нарушая его целостность, что в конечном счете может привести к потенциальным смертельным исходам обслуживающего персонала. Однако использование методов и технологий для предотвращения добычи песка преднамеренно на всех скважинах экономически нецелесообразно и может негативно сказаться на добыче углеводородов. Способность прогнозировать, когда скважина начнет добывать песок, имеет основополагающее значение для принятия решения о том, использовать ли методы борьбы с пескопроявлениями и какие именно применять методы в случае необходимости. Вероятность пескопроявления главным образом зависит от следующих факторов: 1) прочность породы и ее другие геомеханические свойства; 2) региональные напряжения; 3) местные нагрузки, оказываемые на пласт в результате бурения, перфорации и эксплуатации скважин. Песчаник - осадочная горная порода, состоящая из зерен песка и скрепляющих их цементирующих веществ (глинистые, карбонатные, кремнистые и другие материалы) [4]. Минералы, образующие породу, главным образом представлены кварцем, полевыми Рис. 1. Кварцевые обрастания в песчанике: 1 - сцементированные между собой зерна; 2 - контур первичного зерна; 3 - поровые каналы; 4 - кварцевые обрастания первичных зерен Рис. 2. Зерна глин и кварца шпатами, слюдами, глауконитами. Одним из самых распространенных и прочных цементирующих веществ является кварц (рис. 1). Синим цветом на рисунке показаны поровые каналы. Также на рисунке следует обратить внимание на угловатые зерна кварца (кварцевые обрастания) и на цементацию отдельных зерен. Другими минералами, которые выполняют роль цементирующего вещества, являются: кальцит (карбонат кальция), доломит (карбонат кальция-магния) и различные глины. Глины могут быть частью первичных отложений или могут образовываться на месте первоначального залегания разрушенных полевых шпатов и других минералов. Глины могут образовывать отдельные зерна, пластины или нити. Распределение глины в породе является более важным параметром, чем ее объемная доля. Например, небольшой объем глин, распределенных вокруг поровых каналов в виде нитей или пластин, может отрицательно повлиять на проницаемость породы в гораздо большей степени, чем больший объем глин, распределенных в виде слоев или обломков глины в цементирующем материале (рис. 2). Геологически более старые породы, как правило, более прочные, чем молодые. Однако если они были в недостаточной степени уплотнены или сцементированы, то более старые породы все еще могут быть относительно слабыми, как, например, песчаник Синая, расположенный на Аравийском щите [5]. Некоторые пласты с избыточным давлением в результате геологического развития были защищены от грунтовых вод, благодаря чему сохранили как высокую проницаемость, так и низкую прочность. Хотя основным источником твердых частиц при эксплуатации скважин являются песчаники, карбонатные породы также могут быть источниками твердых частиц. К таковым можно отнести оолиты - сферические карбонатные отложения. Как правило, структуры, которые связывают зерна вместе, также ограничивают поровые каналы и таким образом уменьшают как проницаемость, так и пористость. Таким образом, важно рассматривать горную породу скорее не с точки зрения ее прочности, а с точки зрения типа цементирующего вещества и его распределения. Немаловажно также учитывать внутренние напряжения пород, а также изменение этих напряжений в процессе бурения, перфорации и эксплуатации пласта ввиду нарушения их первоначального состояния [6, 7]. Основные причины пескопроявлений При разработке газовых месторождений, особенно на заключительном этапе, важно учитывать состояние прискважинной зоны пласта [8, 9]. Так, при отпряденном уровне депрессии на пласт нарушается целостность пород-коллекторов, происходит вынос механических частиц [10]. Скопление воды в призабойной зоне, намокание породы, истощение пласта, перепад давления на забое скважин из-за частой их остановки также являются главными факторами разрушения продуктивных горизонтов [11-14]. В нефтяных скважинах явление пескопроявления вызвано главным образом прорывом воды в скважину, которая снижает прочность песчаных коллекторов и капиллярное взаимодействие между частицами песка [8, 15-20]. Для газовых скважин поступление воды в скважину для выноса песка не обязательно. Например, на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении в 73 % осложненных пескопроявлением скважин не наблюдается прорыва воды. Кроме того, данное негативное явление проявляется не сразу, а лишь через 10-12 лет после ввода в эксплуатацию [21, 22]. А.А. Ахметов [23], исследуя поведение суперколлекторов Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения, пришел к выводу, что основными факторами, влияющими на начало пескопроявления газовых скважин, являются: ·снижение пластового давления; ·суммарный объем добытого газа на единицу толщины суперколлектора; ·расположение интервалов перфорации относительно подошвы и кровли сеноманского горизонта; ·прорыв подошвенных вод к забою скважины. Он также утверждает, что важную роль в процессе пескопроявления играет способ заканчивания скважин. В случае, если скважина оборудована открытым забоем, то устойчивость породы призабойной зоны зависит, главным образом, от напряжений, включающих горное давление и фильтрационные напряжения. В обсаженной скважине помимо этого вступают в силу напряжения системы «труба - цемент - порода». Г.А. Зотовым [24] проведены исследования устойчивости песчаных коллекторов от конструкции забоя скважины: установлено, что обсаженная перфорированная скважина чаще подвергает разрушению призабойную зону пласта, нежели скважина с открытым забоем. Для сохранения устойчивости забой скважины должен быть открытым, если условия нагружения породы на поверхности открытого забоя не выходят за предел прочности этой породы во всем диапазоне изменения пластового давления, или быть оборудован фильтром, если условия нагружения выходят за предел прочности [25]. В научной статье Р. Аментор и М. Уайз [26] делают попытку определить взаимосвязь между прорывом воды в скважину и резким увеличением добычи песка. Авторы выдвигают две теории по этому поводу: 1. Вследствие того, что основная часть песчаного продуктивного горизонта смачивается водой, прорыв воды в скважину вызывает резкое снижение капиллярного давления между частицами песка. Из-за снижения давления сила, удерживающая частицы песка между собой, ослабевает, и наблюдается вынос песка вместе с водой. 2. Ввиду прорыва воды в пласт уменьшаются относительные газо- и нефтепроницаемости. Обслуживающим персоналом предпринимаются действия, направленные на поддержание темпов отбора флюидов за счет увеличения депрессии на пласт. Это, Рис. 3. Последствия выноса механических примесей Рис. 4. Выведенное из строя оборудование вследствие пескопроявлений в свою очередь, инициирует движение частиц песка в пласте. Также вода за счет увеличения вязкости отбираемых углеводородов увеличивает гидравлическое сопротивление пласта, что способствует росту способности жидкости переносить частицы песка. Осложнения, вызываемые пескопроявлением Эксплуатация скважин в условиях пескопроявления сопровождается целым рядом негативных последствий для подземного и наземного оборудования, что может сказаться на темпе отбора добывающих скважин (рис. 3) [27]. К основным проблемам, связанным с добычей песка, можно отнести: · пробкообразование в скважинах, скважинном оборудовании (рис. 4); · эрозию оборудования и отложение в нем песка; · нарушение работы, а также вывод из строя трубопроводов, насосов, штуцеров, запорно-регулирующих арматур; · обрушение кровли ПЗП, эксплуатационных колонн. Исследование методов борьбы с пескопроявлениями и техник, направленных на предотвращение выноса песка Все способы эксплуатации скважин, осложненных добычей песка, условно можно разделить на две категории [28, 29]: 1) скважинная эксплуатация с добычей песка из пласта; 2) предотвращение добычи песка из пласта. В первом случае применяются мероприятия по ликвидации песчаных пробок и обеспечению выноса песка на поверхность (подлив жидкости, спуск хвостовика в продуктивную зону, использование полых штанг) [3, 30]. С целью препятствия эрозии в данном методе применяются различные конструкции защитных устройств, сепараторов, якорей и т.д. Однако ввиду главного недостатка первой категории (разрушение призабойной зоны пласта), предпочтительно использование различных методов по недопуску песчаных частиц в скважину. К таковым можно отнести различные химические, физико-химические и механические способы борьбы с пескопроявлениями. Используются также различные мероприятия, направленные на снижение выноса песка [31]. К таковым относятся: различные профилактические методы воздействия (очистка призабойной зоны, промывка зумпфа скважины, контроль за количеством взвешенных частиц в процессе эксплуатации скважины и прочее), снижение обводненности скважинной продукции, а также ограничение дебитов скважин за счет оптимизации технологического режима эксплуатации скважин. Д.С. Тананыхин в своей работе [32] приходит к заключению, что наиболее эффективным способом борьбы с пескопроявлениями является крепление призабойной зоны пласта песчаных пород. С этой целью применяются химические, физико-химические и механические способы, а также их различные сочетания. Химические способы воздействия заключаются в использовании вяжущих и цементирующих веществ для закрепления скелета горных пород. При этом обеспечивается достаточная устойчивость ПЗП без сильного снижения проницаемости. Физико-химические методы основаны на креплении призабойной зоны с помощью коксования нефти, что особенно эффективно на месторождениях высоковязкой нефти, путем ее полимеризации. Наибольшую популярность завоевали механические методы, главным образом за счет их простоты. Они представлены фильтрами, пригодными для использования в самых различных условиях [33, 34]. Все механические методы можно разделить на три направления: 1. Оснащение обсаженных скважин вставными фильтрами. Они устанавливаются, как правило, в интервале перфорации под пакером. Фильтрация осуществляется за счет компоновок с различными видами отверстий. 2. Установка гравийных фильтров. Закачивание крупнозернистого кварцевого песка помогает сдерживать мехпримеси на скважинах с открытым забоем [35, 36, 37-40]. 3. Борьба с добычей песка в паронагнетательных скважинах. Фильтры отличаются конструкцией в связи с особенностями работы пароциклических скважин. Исследование режимов работы газовых скважин Технологический режим - режим, при котором обеспечивается максимально возможный дебит скважины в условиях действия ограничивающих факторов и соблюдении техники безопасности и экологических норм. Его выбирают, исходя из типа газовой залежи, состава газа, начального пластового давления и температуры, свойств пласта-коллектора и прочих факторов. Можно выделить шесть основных технологических режимов, учитывающих различные группы факторов: · режим постоянной скорости фильтрации газа v(t)=const (применяется для ограничения коррозии оборудования, если пластовый газ содержит в себе коррозионные компоненты); · режим постоянного дебита газа Q(t)=const (применяется в условиях крепких коллекторов, когда отсутствует опасность прорыва подошвенных и контурных вод, разрушения пласта); · режим постоянного забойного давления Pз(t)=const (применяется на газоконденсатных месторождениях, когда снижение забойного давления нежелательно из-за выпадения конденсата); · режим постоянного устьевого давления Pу(t)=const (применяется в случае отсутствия дожимных компрессорных станций или задержке их строительства); · режим постоянной депрессии dP=pпл(t)-pз(t)=const (применяется для препятствия проникновению подошвенных и контурных вод в скважину, смятию колонны, деформации коллектора); · режим постоянного градиента давления dP/dR = const (применяется в условиях неплотных пород, когда высокий темп отбора может привести к разрушению породы). Лучший технологический режим при неустойчивых коллекторах - это постепенное создание нагрузки на пласт и работа при минимальных скоростях фильтрации. Как правило, это достигается путем уменьшения дебита до максимально допустимых значений, согласно геологической изученности горной породы. Расчет режима отдельной скважины проводится в совокупности с расчетом технологического режима всего газового месторождения, при этом учитываются геологические свойства горной породы, физические свойства флюидов, характеристики промыслового и скважинного оборудования. Чтобы рассчитать оптимальный режим работы скважины, необходимо учитывать четыре параметра дебита газа [41]: · QМН - минимально необходимый дебит, при котором обеспечивается подъем жидкости до устья скважины; · QМД(∆Р) - максимально допустимый дебит с учетом максимально допустимых депрессий на пласт; · QМН.песок - минимально необходимый дебит, при котором обеспечивается вынос механических примесей с забоя; · QМД.песок - максимальный дебит с точки зрения «допустимого» абразивного износа оборудования. Параметр QМН, расчет которого необходим для предотвращения скопления жидкости в скважине, можно определить теоретически. При расчетах учитываются такие параметры, как поверхностное натяжение, напор газа, гравитационное воздействие, вязкость флюида. На сегодняшний день представлены различные методики расчета критических скоростей газа. К наиболее известным авторам можно отнести А.А. Точигина, Б.Г. Ахмедова, С.Н. Бузинова, Р.Дж. Тернера, В.Н. Гордеева. Опыт расчетов минимально допустимых дебитов газа на скважинах нефтегазоконденсатных месторождений Уренгойского и Медвежьего показал, что методика А.А. Точигина является наиболее точной при расчете ключевых параметров [41]. Алгоритм выбора технологического режима работы скважины в условиях водо- и пескопроявлений представлен на рис. 5. Согласно алгоритму, изначально рассчитывается значение параметра QМН. При этом учитываются такие показатели, как минимальная скорость газа, необходимая для выноса жидкости, плотность жидкости и коэффициент поверхностного натяжения [42]. Затем рассчитывается значение QМД(ΔP) с учетом фильтрационного сопротивления пласта, пластового давления и максимально допустимой депрессии на пласт. Параметр QМД.песок рассчитывается для условия, когда абразивный износ оборудования не превышает допустимые для скважины нормы по содержанию механических примесей в добываемом газе [43-45]. Расчет осуществляется при равенстве фактической и допустимой скорости эрозии стенки трубы, при этом учитываются твердость, коэффициент угловатости и проникновения частиц, количественное содержание механических частиц в газовом потоке, скорость частиц и внутренний диаметр трубопровода на устье [44]. Далее сравниваются рассчитанные значения QМД(ΔP) и QМД.песок. Если QМД(ΔP)>QМД.песок, то принимают QМД=QМД.песок, в противном случае принимают QМД=QМД(ΔP). Далее сравниваются полученные значения QМД и QМН: · если QМД<QМН, то рабочий дебит газа в скважине необходимо поддерживать QГ<QМД. В таком случае Рис. 5. Алгоритм выбора технологического режима работы скважины при водо- и пескопроявлениях сохраняется вероятность накопления жидкости на забое и будущего самозадавливания скважины. Для предотвращения данных осложнений рекомендуется подавать поверхностно активные вещества в скважину и осуществлять продувки; · если QМД>QМН, QГ нужно поддерживать в диапазоне между QМН и QМД(ΔP). Таким образом, в результате анализа представлен алгоритм расчета технологического режима для газовых скважин, эксплуатирующихся в осложненных условиях. Обоснованы параметры для выбора оптимального режима работы газовой скважины, при котором не происходит добыча песка с последующим выведением из строя скважинного и устьевого оборудования, не нарушается целостность призабойной зоны, не происходит самозадавливания скважины. Данные рекомендации позволят повысить эффективность эксплуатации газовых скважин и спрогнозировать их безаварийную работу. Заключение Таким образом, выявлены основные причины возникновения пескопроявлений в газовых скважинах, рассмотрены негативные последствия добычи песка для газопромыслового оборудования и методы борьбы с механическими частицами. Предложен алгоритм расчета технологического режима для газовых скважин, эксплуатирующихся в осложненных условиях. В ходе анализа обоснованы параметры выбора оптимального режима работы газовой скважины, при котором не происходит добыча песка, что влечет за собой выведение из строя скважинного и устьевого оборудования, не нарушается целостность призабойной зоны, не происходит самозадавливания скважины. Результаты исследований по оптимизации технологии предупреждения осложнений при эксплуатации скважин позволят прогнозировать условия возникновения пескопроявлений, что необходимо для эффективной разработки месторождения в целом и безаварийной работы скважин, подземного и наземного оборудования газовых месторождений в частности.

Об авторах

Максим Анатольевич Попов

Автор, ответственный за переписку.
Email: maksim_anatolyevich@mail.ru
Россия, 199106, г. Санкт-Петербург, 21-я линия Васильевского острова, 2

аспирант кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Дмитрий Геннадьевич Петраков

Email: petrakov_dg@pers.spmi.ru
Россия, 199106, г. Санкт-Петербург, 21-я линия Васильевского острова, 2

декан нефтегазового факультета, кандидат технических наук, доцент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Список литературы

Статистика

Просмотры

Аннотация - 491

PDF (Russian) - 849

PDF (English) - 144

Ссылки

• Ссылки не определены.