Учебное пособие по одноименному курсу для студентов специальности 1-51 02 02 «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

Особенности притока газа к забою скважины.

Скважина является одним из важнейших элементов системы разработки месторождений природных газов. Из скважин добывают газ и конденсат. Скважины являются каналами связи с пластом, через которые осуществляется регулирование процессов, происходящих при разработке месторождений. В результате исследований скважин, наблюдения за их показателями эксплуатации добывается информация о параметрах призабойной зоны, газоносного и водоносного пластов и о процессах, происходящих в залежах газа при их разработке.

Первая особенность, свойственная притоку газа к скважине, — нарушение линейного закона фильтрации, обусловленное высокими скоростями фильтрации газа в призабойной зоне пласта. Дебит нефтяной скважины в 100 м³/сут считается достаточно высоким. Для газовой скважины за высокий может быть принят дебит в 1 млн. м³/сут. Пусть пластовое давление составляет 15 МПа, а забойное — 10 МПа. Тогда дебит газа, приведенный к забойному давлению, будет 10 000 м³/сут, т. е. скорость фильтрации газа в рассматриваемом случае вблизи забоя скважины на два порядка выше скорости фильтрации нефти.
Нарушение линейного закона фильтрации приводит к двучленному уравнению притока газа к скважине. В случае идеального газа это уравнение для некоторого момента времени t записывается в виде
, (13.5)
где: Р_к(t) – пластовое давление в райне данной скважины на тот же момент времени;
Р_с(t)  забойное давление в скважине в момент времени t;
А и В  коэффициенты фильтрационных сопротивлений;
q(t)  дебит скважины в момент времени t, приведенный к атмосферному давлению и пластовой температуре.
Под пластовым давлением в районе некоторой скважины будем понимать такое давление, которое установится на забое скважины в результате ее длительного простаивания. Поэтому под длительным простаиванием скважины понимается время, необходимое для выравнивания депрессионной воронки в районе рассматриваемой скважины (локальной депрессионной воронки).
Другая особенность притока газа к скважине  искривление линий тока. Это искривление происходит из-за несовершенства скважин по характеру вскрытия, а если скважина частично вскрывает продуктивный пласт,  то и вследствие несовершенства скважины по степени вскрытия. Несовершенство скважины по характеру и степени вскрытия находит свое отражение в повышенных значениях коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В в уравнении притока газа к скважине (13.5).
Следующая особенность притока газа к скважине обусловлена фильтрацией газоконденсатной смеси (двухфазная фильтрация). При разработке газоконденсатных месторождений, даже с поддержанием пластового давления, забойное давление в каждой i-ой скважине Р_сi меньше давления начала конденсации Р_н.к. Выпадение конденсата в призабойной и прилегающих зонах пласта изменяет фильтрационные сопротивления А и B в уравнении (13.5). С двухфазной фильтрацией в призабойной зоне приходится сталкиваться при обводнении продукции скважины контурной или подошвенной водой. Если не принимать специальных мер по удалению поступившей в скважину жидкости, то она может самозадавиться. Особенно ухудшаются условия эвакуации на поверхность притекающих к скважинам жидких флюидов в конечные годы разработки, когда дебиты по газу снижаются.
При эксплуатации скважин, вскрывших рыхлые, неустойчивые коллекторы, дебиты скважин приходится ограничивать, чтобы не допустить разрушения призабойной зоны пласта, выноса частиц породы и осложнения процесса эксплуатации скважины — образования песчаной пробки и эрозии оборудования. На особенности притока газа к скважине значительно влияет высота подвески насосно-компрессорных труб. Из опыта эксплуатации месторождений Краснодарского края считается целесообразным башмак НКИ устанавливать на уровне ниже перфорационных отверстий, что предотвращает образование на забое песчано-глинистых, жидкостных пробок.
Разработка месторождений природных газов сопровождается падением пластового и забойного давлений. Это приводит к деформации пласта. Лабораторные и промысловые исследования указывают на изменение (уменьшение) коэффициентов пористости и проницаемости пласта со снижением пластового давления. При этом существенно изменяется коэффициент проницаемости. Естественно, что вокруг скважин, дренирующих деформируемые коллекторы, помимо депрессионной воронки формируется «воронка пористости».
Деформационные изменения могут быть упругими, упругоплас­тическими и пластическими. В первом случае при восстановлении давления (закрытие скважины, закачка в пласт, например, газа при превращении залежи в хранилище) скелет пласта достигает первоначальной структуры. Значит, коэффициенты проницаемости и порис­тости при восстановлении давления приближаются к своим первона­чальным значениям. Во втором случае коллекторские свойства при восстановлении давления не достигают своих начальных значений. При пластических деформациях коллекторские свойства даже при возрастании пластового давления остаются на уровне, соответ­ствующем достигнутым минимальным давлениям в разных точках пласта.
При изменении пластового, а следовательно, забойного давления свойства газа начинают сказываться, например, на величине прогнозируемого дебита скважины. При не учете отклонения реальных газов от закона Бойля - Мариотта и изменения их вязкости вследствие изменения давления погрешности прогнозирования дебитов колеблются в пределах от 10 до 16% для метана и от 23 до 28% для природного газа рассмотренного состава.
При проходке скважин фильтрат промывочного раствора про­никает в призабойную зону пласта, продуктивные отложения глини­зируются. Аналогичные осложнения наблюдаются при глушении до­бывающих скважин перед проведением капитального ремонта, работ, по интенсификации притока. Хотя в дальнейшем призабойная зона и очищается от шлама, глинистой корки и осушается, но какое-то вре­мя все это отражается на притоке газа к скважине, на ее дебите. С разрушением и выносом глинистой корки продуктивность скважин существенно возрастает. Разная степень глинизации продуктивных пропластков определяет разновременность приобщения их к эксплуатации, неравномерность дренирования продуктивных отложе­ний по толщине. Эти факторы нельзя не учитывать при исследова­нии скважин, при проектировании, анализе и определении перспек­тив разработки месторождений природных газов.
К особенностям притока газа к скважине относятся также значительные потери давления в призабойной зоне пласта. Так, при расстоянии между скважинами 1500 м и на преодоление фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта радиусом 10 м приходится 52,9% общих потерь давления, причем 18,8% этих потерь приходятся на призабойную зону радиусом 0,4 м.
С увеличением депрессии на пласт (характеризуемой ε ) потери давления вблизи скважины возрастают. Так, при тех же расстояниях между скважинами (1500 м), но при ε = 0 (что означает Р_с = 0) на призабойную зону пласта радиусом 10 м приходится 71,9 % общих потерь давления против 52,9% при ε = 0,9.
Изменение расстояния между скважинами при неизменной депрессии не оказывает большого влияния на распределение потерь давления в пласте. Например, при увеличении расстояния между скважинами с 500 до 1500 м, т.е. в 3 раза, доля потерь давления от общих потерь, приходящаяся на призабойную зону радиусом 10 м, снижается с 60,4 до 52,9% (при ε = 0,9). В условиях несовершенной скважины, нелинейного закона фильтрации и нестационарного притока газа к скважине соответствующая доля общих потерь давления, приходящаяся на призабойную зону пласта, возрастает.
Б.Б. Лапук показал, что процесс фильтрации газа в пласте является практически изотермическим. Однако в призабойной зо­не пласта вследствие падения давления, за счет эффекта Джоуля-Томсона, снижается температура. Поэтому приток газа к скважине может сопровождаться образованием гидратов в призабойной зоне пласта, когда пластовая температура невысокая.
При эксплуатации газовых и нефтяных скважин имеют место отложения асфальто-смолистых веществ, парафина, солей как в фонтанных трубах, так и в призабойной зоне пласта, что снижает продуктивные характеристики скважин. Эксплуатация скважин, если не принимать специальных мер, может сопровождаться коррозией труб, внутрискважинного и другого оборудования. Для газовых скважин осложнения возникают при подтягивании конусов подошвенной во­ды. В случае дренирования нефтяной оторочки газовые и водяные конуса являются причиной снижения эффективности работы отдель­ных скважин и разработки месторождения в целом.
Эффективность притока газа или нефти к скважине зависит и от качества цементирования. Различные механические свойства продуктивных отложений по толщине определяют профиль, в частности, забоя скважины. Это означает, что толщина цементного кольца с глубиной изменяется. Следовательно, в результате перфорации полу­чается разная сообщаемость скважины с продуктивными пропластками. Аналогичное явление наблюдается и при неконцентричном расположении эксплуатационной колонны в стволе скважины. Нека­чественное цементирование может привести к образованию грифо­нов, к неконтролируемым утечкам газа в выше- или нижезалегающие горизонты.
Конструкция забоев скважин, параметры пласта и призабойной зоны и их изменение во времени определяют продуктивные характеристики скважин, следовательно, и необходимое число скважин для разработки месторождения. Особенности притока газа к скважинам необходимо учитывать при выборе и обосновании методов интенсификации притока газа к скважинам, воздействующих именно на при­забойную зону пласта.
Чем больше дебиты скважин, тем благоприятнее экономические показатели разработки месторождений природных газов. Скважины - дорогостоящие сооружения. Этим объясняется необходимость и целесообразность сооружения в высокопродуктивных отложениях мес­торождений высокодебитных добы­вающих скважин, т.е. с увеличенными диаметрами и дебитами. Заме­тим, что сам по себе диаметр скважины мало влияет на дебит. Одна­ко от диаметра эксплуатационной колонны зависит диаметр, а зна­чит и пропускная способность НКТ (скважины).

2.