автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Диагностика работы и методы обеспечения надежности эксплуатации скважин сеноманских залежей Тюменской области

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И ГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ (В НИ И ГАЗ)

ГТ8 ОЛ

На правах рукописи УДК 622.279.72+622.692.4

БЕРЕЗНЯКОВ АЛЕКСАНДР ИВАНОВИЧ

ДИАГНОСТИКА РАБОТЫ И МЕТОДЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ

НАДЕЖНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН СЕНОМАНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ

СПЕЦИАЛЬНОСТЬ 05.15. Об. РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ТШГОГРТАТШЯ

на соискание ученой степени кандидата технических наук в виде научного доклада

г.Москва 1995 г.

Работа выполнена в Научно-технологическом центре предприятия "Надымгазпром".

Научный руководитель - доктор технических наук , профессор Нанивский Е.М. Официальные оппоненты:

- доктор технических наук, главный научный сотрудник ВНИИГАЗА, профессор Зотов Г.А.

- кандидат технических наук, начальник отдела ТюменНИИГипрогаза, с.н.с. Маслов В.Н.

Ведущее предприятие - предприятие " .Ямбурггаздобыча ".

Защита диссертации состоится"^ 1995г.

в /О часов на заседании диссертационного < Д 070.01.01 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора наук при Всеросийском научно-исследовательском институте природных газов и газовых технологий (ВНИИГАЗ).

Адрес: 142717 Московская область, Ленинский район, пос. Развилка, ВНИИГАЗ.

С диссертацией в иде научного доклада можно ознакомиться в библиотеке ВНИИГАЗа.

^Диссертация в виде научного доклада разослана '&М 1995г.

Ученый секретарь диссертационного совета, к.т.н. ^^Й^^^^Е.Н.Ивакин.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Развитие газодобывающей промышленности Западной Сибири на протяжении многих лет характеризуется надежностью и устойчивостью функционирования в сложных условиях развития топливно-энергетического комплекса страны. Этому было достигнуто за счет создания: новых концепций проектирования разработки залежей сложного геологического строения; методов управления производством в условиях изменяющегося механизма хозяйственной деятельности предприятий; новых принципов управления процессами эксплуатации газовых месторождений Тюменского севера, исходя из требований обеспечения высокой степени надежности и устойчивости систем добычи газа на промыслах. Решению проблем последнего из перечисленных положений посвящена настоящая диссертационная работа.

Актуальность проблемы. Север Западной Сибири в настоящее время и в перспективе до 2015-2020 годов останется основный газодобывающим регионом России. Надежность газодобычи из месторождений этого региона в огромной степени определяет надежность ЕСГ России. Фонд эксплуатационных скважин - один из основных элементов газопромысловой системы от которого во-многом зависит стабильность ее функционирования.

Поэтому, актуальными являются выявление и изучение основных факторов, влияющих на надежность и устойчивость работы скважин, при изменяющихся в процессе эксплуатации различных геолого-промысловых параметров; обобщение проводимых исследований с целью использования их результатов при освоении и эксплуатации других месторождений региона.

Цель работы.

Изучить основные геолого-промысловые факторы, влияющие на надежность эксплуатации газовых скважин сеноманских залежей и предложить методы для обеспечения устойчивости их работы в условиях Крайнего Севера Западной Сибири.

Основные задачи исследований. \

1. Изучить особенности освоения и ввода в эксплуатацию газовых скважин после бурения и капитального ремонта и разработать методы проведения работ по освоению сеноманских скважин на месторождениях Тюменского се-

3

вера.

2.Изучить особенности газодинамических исследований скважин, расположенных в кустах с близким расстоянием между забоями и разработать методику их исследования.

3.Исследовать факторы, влияющие на надежность эксплуатации сено-манских газовых скважин, и разработать методику установления технологических режимов их работы.

Научная новизна. Научная новизна результатов исследований автора выражена в следующих положениях:

(.Определено, что источником газопроявлений из толщи многолетне-мерзлых пород являются скопления газа, сингенетичные вмещающим четвертичным отложениям.

2. Установлено, что процесс смятия эксплуатационных колонн при обратном промерзании пород обусловлен замерзанием жидкости, попадающей в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и кондуктором при некачественном цементировании этого интервала, а ка-вернообразование при бурении под кондуктор не является решающим фактором.

3. Предложена методика проведения и обработки результатов исследова-ниия кустовых скважин способом гидропрослушивания, позволяющая определять фильтрационные характеристики коллектора при дифференцированном вскрытии пласта.

4. Предложен новый подход к исследованию кустовых скважин, позволяющий проводить анализ изменеия фильтрционно-гидравлических характеристик скважин используя исследования на одном режиме и разработана методика обработки результатов таких исследований.

5. Обоснован комплексный критерий определения начала разрушения призабойной зоны, учитывающий величину удельного перепада давления в зоне, где течение газа подчиняется квадратичному режиму фильтрации, а так же литологические характеристики газоотдающего интервала.

Практическая ценность и реализация работы в промышленности заключается в том, что их результаты доведены до внедрения через разработан-

ные и утвержденные инструкции и полученные патенты на изобретения:

- по исследованию кустовых скважин, эксплуатирующих сеноманскую залежь Ямбургского газоконденсатного месторождения (РД 9510-55-85);

- по освоению газовых скважин Ямбургского газоконденсатного месторождения (РД 9510-56-85);

- способ освоения скважин ( А.С.№ 1740641);

- способ изоляции Платовых вод ( A.C. № 1804549 ).

Апробация работы. Основные результаты работ неоднократно докладывались на научно-технических советах "Тюменгазпрома", предприятия "Надымгазпром", на научно-технических конференциях в г.г. Надыме, Харькове (1989), Тюменского индустриального института (1989), на заседаниях ученого совета ТюменНИИГипрогаз'а (1993, 1995).

Экономический эффект. Суммарный экономический эффект от внедрения научно-технических решений на Медвежьем и Ямбургском месторождениях с учетом долевого вклада соискателя в ценах 1993 года составил II млн. рублей.

Публикации. Результаты исследований автора опубликованы в 25 печатных работах,'в том числе, двух авторских свидетельствах, трех научно-технических обзорах; б работ опубликованы без соавторов.

Объем и стрктура работы. Диссертационная работа представлена в виде научного доклада, выполненного на основе опубликованных работ. Она состоит из введения, четырех глав, основных выводов и защищаемых положений, списка опубликованных работ.

Автор выражает благодарность руководству предприятий "Надымгазпром" и "Ямбурггаздобыча", ГПУ Медвежьего промысла и Научно-технологическому центру предприятия "Надымгазпром" за помощь в проведении исследований, а также В.В.Ремизову, А.И.Гриценко, Р.М.Тер-Саркисову, Л.С.Чугунову, А.Р.Маргулову, Н. В. Михайлову, В.А.Туголукову, О.М.Ермилову, Г.И. Облекову, П.Т.Шмыгле, Е.М. Нани-вскому, И.С.Немировскому, Б.В.Дегтяреву, Ю.Г.Тер-Саакяну, А.В.Баранову, Т.М.Бекирову, КЛ.Каприелову за высказанные полезные советы и замечания при проведении и написании работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ ВВЕДЕНИЕ. Практика эксплуатации крупнейшего газодобывающего комплекса страны, расположенного на Крайнем Севере Западной Сибири при повсеместном распространении многолетнемерзлых пород, и в сложных геолого-промысловых ситуациях, обусловленных низкими пластовыми давлениями и температурами, а также литологическими особенностями коллекторов, привела к необходимости поиска новых принципов и методов управления процессами разработки месторождений, в вопросах освоения и ввода в эксплуатацию скважин; газодинамических исследований; определения критериев применимости различных методов борьбы с

осложнениями, возникающими при эксплуатации скважин и с разработкой научно-методических основ для создания оптимальной стратегии и тактики управления происходящими в системе процессами.

Большой вклад в решение этих проблем, части из которых посвящена настоящая диссертационная работа, внесли отечественные и зарубежные ученые: О.Ф.Андреев, Р.А.Алиев, С.Н.Басниев, А.В.Баранов, С.Н.Бузинов,

A.И.Гриценко, П.А.Гереш, Б.В.Деггярев, О.М.Ермилов, С.Н.Закиров, Г.А.Зотов, Ю.П.Желтов, В.Е.Карачинский, Р.М.Кондрат, Ю.П.Коротаев,

B.С.Кутателадзе, М.Маскег, В.Н.Маслов,Р.И.Медведский,Е.М.Нанивский, И.С.Немировский, НГ.Степанов, А.П.Телков, Р.М.Тер-Саркисов, Г.Б.Уоллис, В.С.Черных, А.И.Ширковский, П.Т.Шмыгля, Л.И.Яковук и многие другие, чьими трудами автор пользовался при проведении своих исследований.

ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ СООРУЖЕНИЯ, ОСВОЕНИЯ И КОНСЕРВАЦИИ СКВАЖИН НА ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ СЕВЕРА ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ {1,3,5,6,11,14,16,18,23]

В работе исследованы основные задачи проблемы сооружения, освоения и консервации скважин газовых месторождений севера Тюменской области. определяющие практическую реализацию надежности сооружаемых добывающих скважин:

- исследование генезиса газопроявлений из толщи многоретнемерзлых 6

пород;

- исследование причин смятия обсадных колонн при консервации скважин;

- исследование эффективных методов освоения добывающих скважин.

В процессе бурения добывающих и специальных инженерно-геологических скважин в районе УКПГ-2 и промплощадки Ямбургского газоконденсатного месторождения были отмечены стабильные газопроявления на глубинах 50-100 м. Возникла практическая необходимость выяснить их природу, площадь распространения и толщину газоотдающих интервалов, степень опасности открытых газопроявлений при бурении и эксплуатации газовых скважин.

В работах автора были проанализированы все доступные источники геологической информации по верхней части разреза многолетнемерзлых пород на территории Ямбургского газоконденсатного месторождения. Были отобраны и проанализированы образцы керна из инженерно-геологической скв.1; отобраны пробы газа из этой скважины и добывающей скв. 2106; проанализированы.результаты геофизических исследований разведочных и добывающих скбажин (в верхней части); проведены температурные измерения в долговременно простаивающих скважинах; изучены полевые описания кернов верхней части многолетнемерзлых пород; проведены яюми-несцентно-битуминологические исследования рассеянного органического вещества и битуминозных компонентов в образцах пород и др..

Обычно рассматривается несколько гипотез о природе источников газопроявлений из верхних интервалов многолетнемерзлых пород разреза газовых и газоконденсатных месторождений: а) техногенные источники природного газа, возникающие за счет межпластовых перетоков по заколон-ному пространству скважин из продуктивных сеноманских (или валан-жинских) отложений; б) внутрипластовые газогидратные залежи как источники газопроявлений; в) сингенетические источники газа.

В результате анализа фактического материала и комплекса лабораторных исследований (содержание азота- 5-7%, отсутствие в пробах газа этан-бутановой фракции, резкая литологическая невыдержанность четвертичных отложений, большое количество углистых частиц в кернах чет-

вертичных отложений, характер окислительно-восстановительной обстановки в период седиментогенеза - по формам серы и железа при микроскопических исследованиях) установлено, что наиболее вероятным источником газопроявлений из толщи многолетнемерзлых пород являются скопления газа, сингенетичные вмещающим четвертичным отложениям.

Ввиду низкого пластового давления межмерзлогного газа опасность выброса при бурении под направление мала, перекрытие газоотдающих про-пластков удлиненным направлением (100-200 м) исключает опасность раз-газнрования раствора и выбросов при дальнейшем углублении скважины до продуктивного пласта.

При опережающем бурении эксплуатационных газовых скважин, расположенных в зоне многолетнемерзлых пород, серьезную опасность представляет период консервации скважин до ввода в эксплуатацию и подключения их к газосборным шлейфам. Так, например, на Харасавейском месторождении из 43 обследованных разведочных скважин 11 скважин оказались смятыми при обратном промерзании многолетнемерзлых пород через год после бурения. Причиной смятия считали замерзание жидкости в кавернах, образующихся после бурения под кондуктор.

Для проверки этого предположения автором был проведен экспериментальный гидроразрыв мерзлых пород в специально пробуренных шурфах в районе скв. 274 Ямбургского месторождения. Эксперимент и теоретические расчеты показали, что давление гидроразрыва верхних интервалов пород ниже, чем сминающее давление для труб кондуктора диаметром 426 мм, и намного ниже, чем для труб диаметром 273 мм. Таким образом, смятие эксплуатационных колонн при обратном промерзании пород обусловлено замерзанием жидкости, попадающей в кольцевое пространство между колонной и кондуктором при некачественном цементировании, а кавернооб-разование при бурении под кондуктор является негативным, но не решающим фактором.

При наличии мощных слабосцементированных песчаников, характерных для месторождений севера Тюменской области, одним из важнейших факторов, определяющих эффективность дальнейшей эксплуатации скважин на протяжении всего периода добычи газа, является продесс освоения.

На практике вызов притока газа осуществляется путем нагнетания компрессором воздуха внутрь лифтовых труб и вытеснения жидкости из зако-лонного пространства. После закачки определенного количества воздуха компрессор отключают, воздух стравливают в атмосферу и скважину останавливают на время ожидания притока из пласта. Это время может измеряться часами, а в отдельных случаях - сутками. Кроме того, при этом способе в начальный момент освоения создается очень высокая депрессия, которая нередко приводит к разрушению цементного кольца и призабойной части продуктивного пласта, сложенного слабосцементированными породами. Автором разработан и запатентован способ освоения скважин, который заключается в том, что закачку газа производят до полного разгазиро-вания скважинной жидкости в поровом пространстве призабойной зоны и смешения закачиваемого газа с пластовым, при этом межтрубное пространство перекрывают в момент снижения уровня скважинной жидкости до башмака лифта, а момент полного разгазирования скважинной жидкости определяют по снижению давления на устье скважины до минимального в процессе закачки газа.

Способ' значительно сокращает сроки освоения скважин при одновременном уменьшении нагрузки на цементное кольцо и успешно применяется на Медвежьем газовом месторождении.

ГЛАВА 2. МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН В КУСТАХ, ЭКСПЛУАТИРУЮЩИХ

СЕНОМАНСКИЕ ЗАЛЕЖИ СЕВЕРА ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ

[4,8,9,10,13,21]

Кустовое расположение скважин на газовых месторождениях Тюменского севера обусловило необходимость совершенствования методики газогидродинамических исследований с целью контроля за разработкой месторождения, установления рациональных технологических режимов эксплуатации скважин. В частности, решалась задача определения оптимальной продолжительности остановки скважин в кустах для замера пластового давления в условиях, когда остановка всего куста скважин отрицательно отражается на добыче газа, а из-за гидратообразования осложняется ввод

скважин в эксплуатацию.

Предложено устанавливать оптимальную продолжительность остановок скважин для замера пластового давления, исходя из определения минимального и максимального времени остановок.

Минимальное время остановки скважины определяется по формуле: ТЛ = в212,25'Х, где К - условный радиус дренирования, равный половине расстояния между забоями скважин; х - коэффициент пьезопроводности пласта. Максимальное время, через которое на испытываемой скважине начинает сказываться влияние соседних скважин (падение восстановленного статического давления), определяется экспериментально из условия Ш, < (± О). Здесь ЭЬ - отклонение стрелки манометра в течение времени измерения восстановления давления, ±Б - погрешность манометра. Например, на сеноманских скважинах Ямбургского месторождения это время составляет около 30 минут.

В технологическом плане проведение газодинамических исследований с целью определения фильтрационных коэффициентов и характеристик на кустовых добывающих скважинах, вскрывших сеноманские отложения, достаточно затруднительно« условиях сохранения минимальных потер! добычи куста. Поэтому целесообразно рассмотрение задач проведения исследований и обработки их результатов, которые позволили бы повысить результативность исследований и улучшить технологию проведения работ.

Уравнение притока газа к отдельной кустовой скважине при рассмотрении потока газа в совокупности объектов "пласт - перфорационные отверстия - клапан-отсекатель - башмак лифта • устье" обычно записывается в виде:

р.1.-+(*■..+ь. ,+ь.у (1)

где Рцд - пластовое давление, Р6уф - устьевое давление, а^.Ь^ - коэффициенты фильтрационного сопротивления, Ьет,Ьл -коэффициенты гидравлического сопротивления клапана-отсекателя и лифтовых труб, ц - дебит скважины.

При больших дебитах (больших скоростях фильтрации) обычно выдер-

живается соотношение ^.^«(¿'ял+Ас .Тогда выражение (1) может быть представлено в виде:

При газодинамическом исследованиии скважины даже на одном установившемся режиме с дебитом'можно, согласно (2), определить коэффициент фнльтрационно-гидравлического сопротивления > - ой кустовой скважины:

р! _ Р2 а

V ?б>* (3)

Для определения коэффициента продуктивности куста скважин с учетом незначительной разницы гидравлических сопротивлений шлейфов от точки врезки в общий коллектор с давлением Рш до буфера и записывая для каждой ¡-ой скважины куста: р' - р' ар' / В1

для всех п скважин куста имеем:

'■Ф-Ш-Ш- »

и коэффициент продуктивности куста исследуемых скважин вк будет равен

Д,=

" I

м ^~В\

(б)

Используя формулы (3) и (6), зная общую производительность куста скважин, можно определить рабочий дебит каждой скважины куста при его работе в общий коллектор:

Таким образом, используя некоторые несущественные приближения, можно в процьссе газодинамических исследований кустовых скважин определять как продуктивность всего куста, так и продуктивность каждой сква-

жины, одновременно учитывая их изменения во времени от исследования к исследованию.

Автором разработана методика анализа продуктивности скважин и расчета рабочих дебитов кустовых скважин с использованием газодинамических характеристик системы. Методика позволяет анализировать динамику продуктивности кустовых скважин с учетом особенностей их обвязки, а также упростить технологию проведения исследований, значительно снизить потери газа и в 6-7 раз уменьшить время остановки скважин для испытания. Технология проведения исследований заключается в установке ДИКТа на общую факельную линию скважин данного куста, которые временно выключаются из процесса добычи газа на 30-40 минут с поочередным подключением к факельной линии куста.

При этом каждую скважину испытывают на одном режиме, выбираемом с учетом индивидуальных особенностей конкретной скважины и дебитом, величина которого составляет 80-90% от текущей рабочей производительности. В процессе исследования фиксируют показания термодинамических параметров на буфере скважины и ДИКТе, при установившихся расходах газа.

Кустовое расположение скважин и значительная неоднородность строения сеноманских залежей повлияли на технологию проведении исследований скважин при неустановившихся режимах. В связи с этим автором была разработана методика, суть которой заключается в последовательном, растянутом во времени увеличении количества возбуждающих скважин исследуемого куста. Так за полный цикл испытания куста число возбуждающих скважин возрастает от 1 до п-1, а число реагирующих соответственно изменяется от п-1 до 1.

При этом изменение давления в реагирующей скважине может быть записано с высокой точностью (погрешность не выше долей процента для

малых что выполнимо для кустовых скважин) в виде:

ДР1

--е,р

(8)

0 . п рн К ^

#.) = *('"'.)= (9)

1 при 1>1(

где г- - расстояние от забоя ¡-ой скважины до реагирующей; Ч| - дебит I-зй возмущающей скважины; 1 - время прослеживания в реагирующей жважине; ^ - промежуток времени от пуска Ьой возмущающей скважины в заботу до начала прослеживания изменения давления в реагирующей. Определение фильтрационных характеристик х и — производилось с

»пользованием метода касательных по схеме, разработанной автором со-шестно с В.Е.Карачинским и И.С.Немировским.

Дифференцируя (8) по времени и проводя из начала координат касатель-»ую к этой кривой, в точке касания имеем:

I « -Ц "

Подставляя (8) и производную в (10),получим:

аехр(-ЛГ) = К(-Г), (11)

(10)

где,лг-±«ч,±!_;-(12)

1 ^ 1 +/

2* х{б)

(13)

Решая трансцендентное уравнение (11) относительно Х=Хо , определяем соэффициент пьезопроводности х:

а гидропровод ность будет равна: V " 1я ггР '

(14)

где Ь - угол наклона прямой, построенной в координатах |ДР2;-И(Х)|. Проверка достоверности рассчитанных фильтрационных параметров проводится путем построения теоретической кривой

и сравнения ее с экспериментальной ДР^ «= A!^(t).

Технология проведения исследований подробно описана в РД 9510-55-85. По предложенной методике были рассчитаны фильтрационные параметры зон дренирования куста скв.726, 711, 723 газового месторождения Медвежье.

Расчеты показали, что область фильтрации между скв.726 и 711 имеет

' kb

следующие интегральные характеристики: х =4100 см/с, —= 580,1 м/Па-с,

а между скважинами 726 и 723 - х = 6160 см/с; -^=710,10 м/Па с.

ГЛАВА 3. ОБОСНОВАНИЕ РАЦИОНАЛЬНЫХ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СКВАЖИН (2,7,12j

Опыт разработки Медвежьего, Ямбургского и Уренгойского месторождений показал, что определяющими характеристиками при назначении технологических режимов по отдельным скважинам, кустам скважин и по месторождению в целом являются устойчивость газоносных пластов к разрушению, темп и характер продвижения воды в залежь, обеспечение без-гидратного режима работы скважин и выкидных линий внутрипромысло-вой системы сбора газа.

Как показано в работах Г.А.Зотова, А,В.Динкова, В.А.Черных, основным разрушающим критерием в призабойной зоне скважины с учетом горного давления является величина критической, предельной депрессии ДР, , значение которой зависит от пластового давления и типа коллектора. В частности, при разработке месторождений с "мягкими" коллекторами (сеномалские залежи) с падением пластового давления величина предельной депрессии уменьшается.

Автором предлагается в качестве критерия, определяющего начало разрушения призабойной зоны скважины, использовать удельный перепад давления ДР (средний градиент давления), возникающий в околоскважин-ном пространстве Пс < Н2 где фильтрация газа подчиняется квадратичному закону течения АР2 = Ц2. При этом значение среднего градиента давления призабойной зоны может быть определено из выражений:

АР= ^ (17)

Л.,-я.

* Ну«) ()8)

ДР = -22- (при условии ДР « ^Рщ,), (20)

причем Нк-радиус контура питания скважины,лс- радиус скважины, кКр-

радиус границы, при котором скорость достигает критического значения и режим линейного течения газа нарушается(без учета переходной зоны); а и Ь -коэффициенты фильтрационного сопротивления дренируемой зоны пласта; Р^-текущее пластовое давление. Величина критического радиуса

может быть вычислена по формуле: Л =--, (21)

где я -дебит скважины, к -проницаемость пласта, Ьго-газоотдающая толщина пласта, т - пористость,Цс^ - критическое число Рейнольдса,у0- кинематическая вязкость газа при стандартных условиях. По аналогии с (17) значения средних градиентов давления, возникающих в призабойной зоне добывающих скважин, могут быть оценены из выражения:

ЬР-роаг--^- (22)

и приняты в качестве критерия при назначении рационального технологического режима работы скважин.

Рассматриваемые сеноманские отложения, сгруппированные по фильтрационным параметрам (В.С.Нейман, 1984), сложены преимущественно породами трех типов: песчаниками (подгруппа 1/1), алевролитами (подгруппа 1/2) и переслаивающимися породами двух первых типов (подгруппа 1/1 или 1/3).

Учитывая изложенное, определение максимально допустимых (с точки зрения опасности разрушения призабойной зоны) добьщных возможностей скважин производится в следующей последовательности: 1) по индикаторным кривым производится оценка толщины газоотдающего интервала испытуемой скважины в предположении, что породы пласта-коллектора в зоне перфорации состоят либо из алевролитов (Ь,/2), либо из алевролитов и песчаников (Ь2„), либо из чистрго песчаника (Ьш); 2) используя метод кри-

ЬЬ „ч

вой восстановления давления, определяется параметр—; 3) производится

идентификация газоотдающей толщины Ьго (при этом критерием достоверности величины Ьго является расчетное значение коэффициента проницаемости, принятое в пределах (0,4-0,8)-10"'г м2, а также литологическая характеристика призабойной зоны в интервале перфорации по данным геофизических исследований; 4) исходя из значения критического числа Рейнольдса для пористых сред, определяется критический радиус И^,, при котором нарушается линейный закон фильтрации; 5) рассчитывается депрессия в зоне ¿1Ю1В и определяется величина ДР для расходов газа 1000; 1500; 200С

тыс.м3/сут.

Как показали многочисленные исследования, удельная производительность ч этих пород при ДР2=4МПа составляет для подгруппы 1/2 3< тыс.(м3/сут)/м; для пород подгруппы 2/1 - 80 тыс.(м3/сут)/м; для пород под группы 1/1- 125 тыс.(м3/сут)/м.

Отсюда оценка величины ьго в зависимости от типа пород может быть

, . -а+т1аг +4ЬАРг произведена по формуле А,, = I я, где ?0 --—-.

Предположим, что по результатам исследования скважины методом вое

ляновления давления определена гидропроводность — = с, а рассчитанные

¡еличины газсотдакмцих толщин ЬгосоответствуютЬш, h2il, Ьш. На осно-1ании анализа выбирается то значение Ьго, при котором величина к лежит j пределах (0,4 - 0,8) 10'2 м2.

Оценка величины критического числа Рейнольдса определяется путем тостроения зависимостей gradP = FiRe^q) (диапазон изменения Re -

IsReslO; диапазон изменения расчетных дебитов - от q,=500 тыс.м3/сут до 1п=2000 тыс.м3/сут с шагом 100 тыс.м'/сут). В ходе анализа полученных ре-|ультатов оптимальным принимается такое значение Re^, для которого %radPtj^ grad p(q2) < gradp(q^ <...< grad P(q,) при заданном числе Рейнольд-:а. Как показали расчеты, для скв. 2111, 2114, 272 оптимальный диапазон сритических чисел Рейнольдса находится в интервале 1-2; по скв. 2116,2148 Ete^p =1-3; по СКВ. 2112,2118, 2119 - Re^, = 1-4.

Таким образом, проведенный анализ показал, что с учетом кустового бу->ения скважин (R, =100- 150 м), применяемых конструкций скважин (Rc = 0,11 м), фильтрационных характеристик пласта коллектора (ш = 0,3); к = (0,3 - 0,8). 10-'2 м2 и толщин газоотдающих интервалов = 10,0 - 45,0 м шиболее оптимальным диапазоном чисел Рейнольдса является Re = 1-4. Данная методика использовалась при назначении технологических режи-м)в работы скважин в начальный период разработки Ямбургского место-юждения..

ГЛАВА 4. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ

ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ [15,17,19,20,22,24]

Для большинства газовых месторождений поздняя стадия разработки ха->актеризуется значительным увеличением жидкой фазы из продукции кважин. Продление периода "жизни" скважины в этих условиях обуслав-швается использованием эффективных методов диагностики, устанавли->ающих параметры эвакуации жидкости с забоя скважин, и применением

эффективных технологий эвакуации жидкости.

Известно, что для вертикальных труб в случае двухфазного потока ежи маемой и несжимаемой фаз при условии восходящего течения сжимаемо! фазы характерен кольцевой режим течения, при нарушении которого будеп происходить скапливание жидкости на забое и последующее задавливанш скважин.

Автором были использованы в качестве методов диагностики пять кри териев нарушения кольцевого режима течения: уравнение Уоллисг r.(Wallis., G.B.) - "опрокидывание", уравнение Уоллиса Г. - "захлебывание" уравнение Сорокина Ю.Л., уравнение Безродного М.К. - "захлебывание i опрокидывание", уравнение Точигина A.A. - "захлебывание". Поскольку критерии дают одинаковую качественную картину, любой из критерие! может быть использован в промысловой практике при введении поправочного коэффициента в соответствующие соотношения. Значение этого поправочного коэффициента вычисляется из условия минимизации разность между оценкой и соответствующим значением критического дебита, найденного по этому параметру.

На основании обработки экспериментальных данных и сравнения результатов с полученными при использовании пяти уравнений критически? режимов выноса капельной жидкости с потоком газа, получено соотношение "самозадавливания", позволяющее даже графически оценивать бли зость состояния скважины к самозадавливанию и прогнозировать его:

i

р-й1-

где Р-среднее давление газа по стволу лифта, ата; (I - диаметр лифта, м; ( - дебит газа, м}/сут; g - ускорение свободного падения, м/сек2; К - поправоч ный коэффициент.

Значения поправочного коэффициента для скважин с лифтом диаметров 4,5 и 6 дюймов по экспериментальным данным составляют 0,66; 1,79; 1,79 соответственно.

При снижении расхода газожвдкостного потока в лифтовых трубах ниж( критического создаются условия, при которых работа скважин становится невозможной без проведения мероприятий по очистке их стволов сг;

идкости и, как последняя мера, проведения мероприятий по изоляции во-эпритока из газоотдающих интервалов.

На Медвежьем месторождении применяются как газогидродинамические етоды очистки ствола скважин от жидкости (продувка скважин в шлейф, иеньшение диаметров лифта), так и физико-химические (применение пе-эобразующих поверхностно - активных веществ). Для скважин с большим эличеством пластовой воды, поступающей в связи с негерметичностью гментного камня или обводнением части газоотдающей толщины пласта-зллектора, автором предложен новый способ изоляции водопритока. Технология предложенного способа заключается в повышении качества юляции притока пластовых вод в газовой скважине за счет предотвраще-ля попадания тампонирующего состава в газонасыщенную часть перфо-1рованной толщины. Реализация способа достигается путем закачки в во->отдающий пропласток стабильного газового конденсата и последующим эодавливанием его и пластовой воды вглубь пласта сжатым воздухом, онкодиспергированный аэрозоль тампонирующего состава распыляется в 1сп1 скважины, предварительно герметизированной пакером. Через пер-эрационные отверстия, поровое и трещинное пространство аэрозоль там->нирующего: состава переносится локальными воздушными потоками лубь водопроявляющего пропластка. В процессе перемещения частиц розоля тампонирующего состава в перфорационных каналах и порах гаста последние насыщаются им. По мере насыщения и пропитки приле-ющего горного массива призабойной зоны водопроявляющего пропласт-I тампонирующим составом расход воздуха уменьшается до нуля, о чем идетельствукгг показания приборов, регистрирующих параметры процес-

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Показано, что наиболее вероятным источником газопроявлений из 1лщи многолетнемерзлых пород являются скопления газа, сиигенетичные (ещающим четвертичным отложениям.

2. Установлено, что ввиду низкого пластового давления межмерзлотного за опасность выброса мала при бурении под направление, перекрытие га-отдакмцих пропластков удлиненным направлением (100-200 м)

исключает опасность разгазирования раствора и выбросов при дальнейшем углублении скважины до продуктивного пласта.

3. Экспериментальными работами и теоретическими расчетами показано, что смятие эксплуатационных колонн при обратном промерзании пород обусловлено замерзанием жидкости, попадающей в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и кондуктором при некачественном цементировании этого интервала, а кавернообразование при бурении под кондуктор не является решающим фактором.

4.Разработан и запатентован способ, значительно сокращающий сроки освоения скважин при одновременном уменьшении нагрузки на цементное кольцо.

5.Разработана методика анализа лродуктивносги скважин и расчета рабочих дебетов кустовых скважин, позволяющая упростить технологию проведения исследований, значительно снизить потери газа и в 6-7 ра; уменьшить время остановки скважин для испытания.

6.Разработаны методика и технология проведения исследования кусто вых скважин методом гидропрослушивания, позволяющие определят! фильтрационные характеристики коллектора при дифференцированно» вскрытии продуктивного пласта.

7. Разработана и внедрена методика обоснования рациональных техно логических режимов работы скважин с использованием в качестве крите рия, определяющего начало разрушения призабойной зоны скважины среднего градиента давления, возникающего в призабойной зоне.

8. Получены на основании обработки экспериментальных данных значе ния поправочного коэффициента для скважин с лифтом различных дна метров, используемые в промысловой практике при определении техноло гического режима, соответствующего началу "самозадавливания" добы вающих скважин.

9. Для скважин с большим количеством пластовой воды, поступающей связи с негерметичностью цементного камня или обводнением части газе отдающей толщины пласта-коллектора, автором предложен новый спосо изоляции водопритока.

ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Наиболее вероятные источники газопроявлений из толщи многолетне-ерзлых пород и природа сил, приводящих к смятию эксплуатационных олонн.

2. Технология промысловых газодинамических стационарных и неста-ионарных исследований кустовых скважин.

3. Комплексный критерий определения начала разрушения призабойной шы, учитывающий величину удельного перепада давления в зоне действия вадратичного закона фильтрации и литологические характеристики газо-гдающего интервала.

4.Новый способ изоляции водопритока в сеноманских газодобывающих сважинах.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. Газодинамические методы диагностики межколонных газопроявле-1Й и мероприятия по их ликвидации в эксплуатационных скважинах мес->рождения Медвежье /В.Е.Карачинский, А.И.Березняков М.Н.Середа, .С. Немировский // VII Региональная научно-практическая конференция зоблем освоения газовых и газоконденсатных скважин севера Тюменской 5ласги. Тезисы докладов. - Надым, 1982.

2. Березняков А.И., Коробейников В.А., Немировичи И.С. Методика феделення оптимального режима работы дожимных компрессорных анций на УКПГ. 1/К Научно-техническая конференция молодых ученых и ециалистов Тюменской области. Тезисы докладов. - Надым, 1985.

3. Инструкция по освоению газовых скважин Ямбургского месторожде-1Я /Нелепченко В.М.. Середа М.Н., Поликарпов В.П., Березняков А.Н., емировский И.С. -РД 9510-56-85. - Тюмень, ТюмеиНИИГипрогаз, 1985,

' с.

4. Березняков А.И., Середа М.Н., Немировский И.С. Инструкция по ис-едованию кустовых схважин, эксплуатирующих сеноманскую газовую пежь Ямбургского местороздения IIРД 9510-55-85. Тюмень, ТюменНИИ-трогаз, 1986.-32 с.

5. Березняков А.И., Протасов В.Я., Кустышев А., Поликарпов В.П. По-шение коэффициента эксплуатации газовых схважин. //Повышение ско-

21

ростей и качества строительства газовых скважин. Ротапринт. - М ВНИИГАЗ, 1987, 1,1.

6. Врачев В.В., Мнклин В.А., Березняков А.И., Дегтярев Б.В., Подоляк М.И. Гидроразрыв мерзлых пород,- В кн.: Особенности освоения газовы месторождений в сложных геокриологических условиях. -М.: ВНИИГА' 1987. - с.84-92.

7. Совершенствование методов контроля за разработкой Ямбургског местрождния / А.И.Березняков, О.М.Ермилов, А.Р.Маргуло] И.С.Немировский. Обзорная информация, сер. Передовой производств« ный опыт и организация соцсоревнования.-М.: ВНИИЭгазпром.-198! вып. 10, с. 33.

8. Березняков А.И., Немировский И.С., Ермилов О.М., Сулейманс P.C. Экспресс-метод исследования кустовых скважин Ямбургского меси рождения. //Газовая промышленность, 1989, №9, с.56-57.

9. Березняков А.И., Михайлов Н.В., НемировскийИ.С. Исследован« кустовых скважин методом гидропрослушивания./Доклад на Всесоюзнс научно-технической конференции " Термогазодинамические процессы и а стемы их контроля при разведке, добыче и транспортировке нефти и газ "Термогаз-89". - Харьков, 1989 г. -с.143-146.

10. Березняков А.И.,Немировский И.С.,Михайлов Н.В. Метод исслсд вания кустовых скважин на стационарных режимах фильтрации. //Нефть газ Западной Сибири. Тезисы докладов 2-й Всесоюзной научн технической конференции. - Тюмень, 1989,с.27-28.

11. О генерации углеводородов в толще многолетнемерзлых поро /Мельников П.И.,Мельников В.П., Царев В.П., Дегтярев Б.В., Мизулш Н.Б., Попов А.П., Березняков А.И., Свечников А.М.//Известия АН ССС сер.: Геология, 1989, № 2,с.118-128.

12. Проблемы исследования скважин и разработки Ямбургского мест рождения /И.С.Немировский, О.Е.Ермилов, А.И.Березняков др.//Обзорная информация, сер.: Разработка и эксплуатация газовых и i зоконденсатных месторождений.-М.:ВНИИЭГазпром,1990, с. 40.

13. Березняков А.И. Особенности газодинамических исследований п] кустовом размещении скважин.-В кн.:Проблемы повышения i

22

¡конденсата н нефтеотдачи на месторождениях севера Западной Сибири, б. научн. трудов/НПП "Тюменгазтехнология". - Тюмень, 1991, с.42-45.

14. Сологуб P.A., Березняков А.И., Румянцев В.А., Облеков Г.И., Ми-шлов Н.В., Минигулов P.M. Способы освоения скважин. A.c. № 1740641, 1. Е21 В 43/25 "Бюллетень изобретателя", 1992, № 22.

15. Сологуб Р.А.,Михайлов Н.В., Облеков Г.И., Минигулов P.M., Бедняков А.И., Марчук М.С. Способ изоляции пластовых вод. A.c. № 504549, кл.Е21 В 33/138, "Бюллетень изобретений", 1992, №11.

16. Березняков А.И. Опыт применения метода георадиолокации для :шения некоторых задач криологического мониторинга. //X юбилейная 1учно-техническая конференция. Проблемы освоения нефтегазовых мес->рождений Западной Сибири (доклады и сообщения.Новый Уренгой, ок-[брь 1993).-М., 1994

17. Ремизов В.В., Ермилов О.М., Березняков А.И., Чугунов J1.C., Неми-эвскнй И.С., Михайлов Н.В., Тер-Саакян Ю.Г., Фесен ;о С.С..Методы 1ализа геолого-технических причин обводненности продукции скважин с лью прогноза надежности обеспечения проектных показателей.-М.:ИРЦ ипром, 1995. Обз. информ., сер.: Геология и разведка газовых и газокон-¡нсатных месторождений, -с.65.

18. Березняков А.И., Бекиров Т.М., Зайнуллин В.Ф., Михайлов Н.В.. екоторые вопросы эксплуатации УКПГ месторождения Медвежье в ком->ессорный период эксплуатации.- М.: ИРЦ Газпром, |94.Экс.информ.,сер.:Подготовка, перфаботка и использование газа, № ■ с. 10.

19. Михайлов Н.В., Тимашев Г.В., Березняков А.И., Сологуб P.A. и ). Поддержание устойчивой работы скважин Медвежьего месгорожде-1я на поздней стадии разработки. Вопросы методологии и новых техно->гий разработки месторождений природного газа, ч.1. М.: ВНИИГАЗ, 94, с. 137-146.

20. Березняков А.И.. Основные вопросы разработки новых регламен-|рующих документов по освоению кустовых газовых скважин месторож-иий полуострова Ямал. - М.:ИРЦ Газпром, 1995. Научно-технический

сборник, сер.: Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, № S-6

21. Изучение динамики выноса жидкости и механических примесей в процессе освоения и отработки скважин. // Березняков Л.И., Дегтярев Б.В., Середа М.Н., Мизулина Н.Б., Орлов A.B., Шайдуллин P.M. - М.:ИРЦ Газпром, 1995. Научно-технический сборник, сер.: Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, № 78

22. Оценка продуктивности кустовых скважин сеноманских газовых за ложей в процессе эксплуатации. //Березняков А.И., Середа М.Н. - М.:ИР1 Газпром, 1995. Научно-технический сборник, сер.: Геология, бурение, разрг ботка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, > 11 (Сдана в печать в декабре 1994 г.)

23. Березняков А.И. Особенности сооружения, освоения и консерваци скважин на газовых месторождениях Тюменской области - М..-ИРЦ Газпроь 1995. Научно-технический сборник, сер.: Геология, бурение, разработка эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, № 12 ( Сдана печать в декабре 1994 г.)

24. Березняков А.И.. Исследование влияния длительности и интенсш ности отбора газа на вынос воды и механических примесей из скважин Ян бургского месторождения при специальных газодинамических исследования - сборник препринтных научных трудов предприятия Тюменского Нефтяш го университета, Тюмень ,1995. с. 38-48.

25 Березняков А.И. Оценка надежности обеспечения показателен ра работки Медзежьего месторождения в связи с самозадавливанием скважин сборник препринтов научных трудов Тюменского Нефтяного университет Тюмень, 1995. с. 85-89.

Соискатель

А.И.Березняков

с/'