Содержание к диссертации
Введение
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
- Классификация пород пласта – коллектора по устойчивости к разрушению
- Технологическая эффективность способа увеличения диаметра скважины
- Сравнительная оценка технологической эффективности скважин различной конфигурации
- Модели диагностики зоны дренирования пласта при установившемся притоке газа к скважине
Введение к работе
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
-
Выявить критерии сохранности призабойной зоны пласта, математически обосновать критический градиент давления при фильтрации газа и связанные с ним дебит и депрессию на пласт.
-
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.
-
Усовершенствовать методику диагностики зоны дренирования пласта скважиной при установившемся притоке газа по результатам газодинамических исследований.
Научная новизна
-
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.
-
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-
4
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
-
Универсальная методика расчета геометрических размеров зоны дренирования при различных схемах притока газа к скважине.
-
Усовершенствованная методика диагностики призабойной зоны пласта при установившемся притоке газа к скважине.
-
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 СевероКавказском федеральном университете.
Апробация работы
Материалы диссертационной работы докладывались на VI региональной научно-технической конференции "Вузовская наука – Северо-Кавказскому региону", Ставрополь, 2002 г.; на ХХХIII научно-технической конференции по результатам работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов СевКавГТУ за 2003 год, на ХXXV 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
Классификация пород пласта – коллектора по устойчивости к разрушению
Дадим характеристику основных типов горных пород слагающих пласт -коллектор.
1) Песок несцементированный. По содержанию зерен определенного размера (содержание обломков более 10 %) разделяют (по Г. Н. Каменскому) на:
- грубозернистый песок с размером частиц – 2 - 1 мм;
- крупнозернистый песок – 1,0 - 0,5 мм;
- среднезернистый песок – 0,5 - 0,25 мм;
- мелкозернистый песок – 0,25 - 0,1 мм.
Порода может включать более мелкие фракции: алевролитовую (0,1 0,01 мм) и пелитовую (менее 0,01 мм), а также глинистые. Песчаные породы, содержащие не менее 10 % других фракций, называют соответственно глинистыми, алевролитистыми и т.д.
Песок несцементированный обычно имеет большой коэффициент пористости (до 0,40 - 0,50). Коэффициент проницаемости пропорционален квадрату эффективного диаметра зерен. Наличие мелких фракций (алевролитов, пелитов, глин) уменьшает коэффициент пористости до 0,25 - 0,3. Глины выступают в качестве связки и при их содержании в объеме пор до 60 - 70%, коэффициент пористости уменьшается до 0,1 - 0,17, а коэффициент проницаемости до нуля. В песках каналами фильтрации являются межзерновые поры.
Глинистая связка незначительно увеличивает устойчивость песка к механическому разрушению при фильтрации газа. При контакте с водой глины разбухают и устойчивость песка снижается.
2) Песчаник – это пески после вторичной цементации обломочного материала химическими осадками, выделившимися из водных растворов (растворимые щелочные и щелочноземельные соли). Содержание цементной связки может достигать 60 – 70 % от объема пор (карбонатность до 40 %).
Цементная связка повышает существенно прочность горной породы на разрыв, но снижает коэффициент пористости и коэффициент проницаемости.
Песчаники подвержены растрескиванию вследствие сокращения объема породы при охлаждении, дегидратации, а также вследствие напряжений в земной коре, возникающих при тектонических подвижках. Коэффициент трещиноватости обычно не превышает 0,1. Песчаники могут содержать глинистые фракции (песчаник глинистый).
При определенных условиях песчаник глинистый дробится на отдельные конгломераты с низкой степенью сцепления. В песчаниках каналами фильтрации являются поры, не заполненные цементом, и трещины, причем проводимость трещин может быть существенно выше проводимости пор.
3) Известняки – продукт механического осаждения в воде карбонатов кальция. Карбонатность известняков достигает 98 %. Известняки плотные не обладают первичной пористостью. Коллекторские свойства известняков характеризуются трещиноватостью, как и песчаники. При фильтрации по трещинам воды, содержащей углекислоту, образуются каверны и другие пустоты растворения. В определенных условиях известняки доломитизируются, идет замещение кальция магнием, и известняк СаСОз переходит в доломит (СaМg)СО3. Степень доломитизации может быть различная, поэтому выделяют известняки доломитизированные. При этом объем породы сокращается до 12 %, что также приводит к образованию трещин и разрывов.
По нашему мнению, можно выделить 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 может отмечаться и в самом пласте, например, на фронте вытеснения газа водой.
2) Размыв скелета породы (несцементированных песков). При критических градиентах давления происходит разжижение песка и вынос его из пласта в скважину. Гранулометрический состав выносимого песка соответствует составу самой породы. Механизм выноса таких фракций описан на основе физической модели псевдоожижения в работе [19], в которой показано, что условие выноса несцементированных песков - равенство градиента сил трения при фильтрации газа градиенту силы тяжести.
Технологическая эффективность способа увеличения диаметра скважины
Одним из направлений научно-технического прогресса в газовой промышленности является бурение скважин большого диаметра как способа увеличения дебита, уменьшения депрессии на пласт, сокращения энергозатрат на извлечение газа из пласта и его транспорт. Для высокодебитных скважин (более 500 тыс. нм3/сут) эта технология позволяет использовать насосно-компрессорные трубы диаметром более 125 мм и уменьшить потери давления на трение при движении газа от забоя до устья. Однако бурение скважин большого диаметра требует больших капитальных вложений.
Для малодебитных скважин достаточно расширить ствол в интервале продуктивного пласта или создать каверну в призабойной зоне, что можно реализовать на стадии освоения скважины после бурения или при капитальном ремонте действующих эксплуатационных скважин в пластах различного литологического состава и структуры фильтрационных каналов.
Теоретические основы оценки эффективности увеличения диаметра ствола скважины рассмотрены В. Н. Щелкачевым и Б. Б. Лапуком в работе [89]. Были выведены формулы дебита скважин при различных условиях установившегося притока к ним жидкостей и газов. Влияние радиуса скважины на её производительность устанавливается из условия типа притока пластовой жидкости к скважинам. Авторами [89] сделан вывод, что увеличение радиуса в какое-то число раз сильнее сказывается на дебите, чем уменьшение радиуса в то же число раз.
Многие практические решения вопроса об увеличении диаметра газовых скважин изложены Ю.П. Коротаевым и др. [51] на примере разработки Вуктылского газоконденсатного месторождения. Рассматривалась продуктивность усредненной скважины в зависимости от коэффициента фильтрационных сопротивлений А и диаметра эксплуатационной колонны (168 мм, 146 мм, 125 мм).
Авторы не исключают возможности создания специальных конструкций скважин с ещё большей пропускной способностью.
Из работ последнего десятилетия можно отметить статьи В. А. Васильева и соавторов [18, 20, 21].
В статье [18] сформулированы цели и задачи способа увеличения диаметра скважины и достигаемые при этом результаты (рисунок 2.1).
В. А. Васильевым и др. [20, 21] выполнен анализ изменения дебита скважины, депрессии на пласт и градиента давления на стенке скважины, а также энергосберегающего дебита при кратном увеличении диаметра скважины.
При анализе использовались следующие обозначения:
Рт - пластовое давление; Рзаб - забойное давление; Р2 - условное обозначение величины АР2 = Рпл2- Р3аб2 , Qo - дебит газа при нормальных условиях; А, В - коэффициенты фильтрационных сопротивлений; RK - радиус зоны дренирования пласта скважиной; гс - радиус скважины по долоту; п - кратность увеличения радиуса скважины; да и дь - коэффициенты, учитывающие геометрию забоя скважины:
В таблице 2.1 приведены результаты расчета значений 8Q, SAP и дград при кратности увеличения радиуса скважины 77 = 2, 3, 4 и различных значениях дебита
Из таблицы следует, что с увеличением диаметра ствола скважины в интервале продуктивного пласта дебит скважины увеличивается, депрессия на пласт уменьшается, значительно снижается градиент давления на стенке скважины.
Следует отметить, что эффективность увеличения диаметра ствола газовых скважин существенно выше, чем нефтяных. Это обусловлено проявлением нелинейных фильтрационных сопротивлений. В нефтяных скважинах обычно проявляется линейный закон Дарси (аналог условию Q0 - 0 в таблице 2.1).
В статье [18] дается оценка эффективности скважин увеличенного диаметра по критерию энергосбережения:
- степень изменения энергосберегающего дебита
- степень изменения депрессии на пласт В таблице 2.2 приведены результаты расчета степени изменения параметров энергосберегающего режима работы при кратности увеличения радиуса скважины n = 2, 3, 4 (для типовой скважины при Rк = 250 м, rс = 0,1 м).
Из таблицы 2.2 видно, что увеличение диаметра скважины увеличивает и энергосберегающий дебит, и энергосберегающую депрессию на пласт, по крайней мере, в 2 3 раза, что является немаловажным как при подземном хранении газа, так и при разработке газовых месторождений.
Полученные выводы позволяют предположить, что в определенных горногеологических условиях вертикальные скважины с расширенным стволом в интервале пласта-коллектора по продуктивности будут соизмеримы с другими инновационными технологиями (бурение боковых горизонтальных стволов, гидравлический разрыв пласта и др.)
В последние годы большое внимание уделяется способу увеличения диаметра ствола скважины с целью удаления слоев породы, загрязненных буровым раствором и цементом.
Глубина зоны ухудшенной проницаемости пород в призабойной зоне пласта зависит от размера поровых каналов (трещин), а также типа и качества промывочной жидкости [15, 54, 72, 82]. По данным ВНИИБТ, глубина кольматации твердой фазой бурового раствора с высокой проницаемостью составляет в среднем 5 - 6 мм, а с низкой проницаемостью – 1,5 - 2 мм, что способно снизить проницаемость продуктивного пласта на 30 - 50 %. В работе А.Ф. Боярчука, В.П. Кереселидзе [15] показано, что при размерах поровых каналов и трещин в 100 мкм глубина проникновения известково-битумного раствора в пласт составила 20 - 60 см, а при 250 мкм – 130 - 150 см.
Причины ухудшения емкостно - фильтрационных характеристик ПЗП классифицированы в работе [72]:
- механические загрязнения,
- физико-литологические,
- физико-химические,
- термо - химические. Для условий газоконденсатных месторождений и ПХГ наибольший интерес представляют механические загрязнения, прежде всего твердыми частицами бурового и промывочного раствора. При вторичном вскрытии пласта с использованием глинистых растворов на водной основе степень загрязненности пласта составляла через один месяц после освоения 36 - 67 %, а через год – 22 -50 % [63]. По данным ВНИИнефти, на месторождениях Западной Сибири и Мангышлака в результате воздействия на пласт глинистого раствора с водоотдачей 8 - 10 см3/30 мин фильтрат проникает на глубину 2 - 3 м за двое суток и на 8 м за 1 - 5 месяцев, что ведет к ухудшению проницаемости ПЗП в 1,6 -22,6 раза. Зона ухудшенной проницаемости простирается в радиусе 6,5 - 13,6 м.
Основной вывод сводится к необходимости при вскрытии продуктивного пласта использовать качественные буровые растворы на глинистой основе с последующим удалением глинистой корки и закольматированного слоя породы.
По мнению В. И. Кудинова и Б. М. Сучкова [55] увеличение диаметра скважины в 2 - 3 раза позволяет практически полностью восстановить естественную проницаемость пласта в призабойной зоне. Создание расширенного ствола приводит к изменению напряженного состояния пород призабойной зоны. Вертикальные напряжения значительно снижаются и могут стать меньше радиальных напряжений, что создает условия для раскрытия существующих и образования новых горизонтальных трещин по плосткостям напластования пород.
Разблокирование пласта за счет удаления загрязняющего его экрана позволяет эксплуатировать скважины при значительно меньших депрессиях на пласт, что является немаловажным с точки зрения снижения темпов обводнения скважин при наличии подошвенных вод. При этом также улучшается гидродинамическая связь пласта со скважиной по всей его толщине независимо от послойной неоднородности пород, что в значительной степени выравнивает скорость фильтрационного потока в призабойной зоне, а, следовательно, снижает вероятность обводнения скважины по отдельным пропласткам.
Технология увеличения диаметра ствола скважины (УДС) в интервале продуктивного пласта путем растворения кислотой карбонатной составляющей породы описана в книге Б. М. Сучкова [82] для условия нефтяных месторождений Удмуртии. Рекомендуется использовать эту технологию при карбонатности породы более 20%.
Увеличение диаметра скважины способствует уменьшению разрушения призабойной зоны и повышению надежности конструкции открытого забоя.
Существенное повышение дебита происходит не только вследствие увеличения диаметра скважины, но и в результате растворения и выноса шлама из наиболее низкопроницаемой загрязненной зоны пласта, непосредственно примыкающей к эксплуатационной колонне.
Технология УДС позволяет увеличить диаметр ствола скважины по Удмуртии – до 25 - 35 см (при диаметре долота 216 мм), по Татарии – до 53 см, т. е. не более чем в 2 раза.
В таблице 2.3 графы 1 - 5 приведены результаты промышленных испытаний технологии УДС на скважинах Мишкинского месторождения.
Сравнительная оценка технологической эффективности скважин различной конфигурации
aУвеличение дебита газа при сохранении депрессии на пласт Обычно горизонтальные скважины и гидроразрыв пласта используют для повышения охвата пластов разработкой, особенно с зональной неоднородностью и неоднородностью по напластованию. Вместе с тем эти технологии могут использоваться для повышения продуктивности скважины при выходе за пределы закольматированной зоны пласта путем бурения горизонтальных боковых стволов или гидравлического разрыва пласта.
Решение задачи увеличения дебита газа присохранении депрессии на пласт вытекает из условия равенства функций геометрических размеров зоны дренирования для скважины увеличенного радиуса (2.58), для вертикальной трещины гидроразрыва (2.59) и для горизонтальной скважины (2.60).
Уравнение притока газа при линейном законе фильтрации к скважине любой конфигурации записывается в виде [33]:
В таблице 2.6 дана сравнительная оценка геометрических размеров скважин различной конфигурации. За базу сравнения принята скважина с увеличенным в л раз радиусом. Расчеты выполнены при степени увеличения радиуса скважины от 2 до 5. Степень увеличения дебита скважины в этом случае приведена в п. 2.2. По формуле (2.58) рассчитывается значение функции зоны дренирования скважины с расширенным забоем. Далее из формул (2.59) и (2.60) определяется полу длина трещины гидроразрыва и полу длина горизонтальной скважины.
Исходные данные для расчета приняты для типовой скважины Касимовского ПХГ: Rк = 50 м, h = Юм, гс = 0,15 м.
Из таблицы 2.6 следует, что увеличение радиуса ствола скважины в интервале продуктивного пласта в п раз может быть заменено трещиной гидроразрыва с полудлиной трещины в 1,5 раза больше радиуса расширки. Следовательно, можно провести гидроразрыв с высокопроводящей трещиной относительно небольшой протяженности в средне- и высокопроницаемых пластах, что позволяет снизить сопротивление призабойной зоны и увеличить эффективный радиус скважины [46].
Если принимается бурение боковых горизонтальных стволов, то требуемая полудлина горизонтальной скважины не превышает 19 м. Снижение депрессии на пласт при сохранении дебита скважины
Степень снижения депрессии на пласт приведена в п. 2.2. Решение аналогично задаче увеличения дебита газа при сохранении депрессии на пласт.
Увеличение дебита скважины при сохранении градиента давления на стенке скважины
Градиент давления на стенке скважины (вертикальной или горизонтальной) и на стенке трещины гидроразрыва рассчитывается из уравнения линейной фильтрации Дарси в дифференциальной форме:
Условие сохранения требуемого градиента давления обеспечивается равенством этих площадей фильтрации.
В таблице 2.7 дана сравнительная оценка геометрических размеров скважин различной конфигурации при сохранении градиента давления на стенке.
Исходные данные для расчета приняты для типовой скважины Касимовского ПХГ: h = Юм, гс = 0,15 м.
Таблица 2.7 – Сравнительная оценка геометрических размеров скважин различной конфигурации при сохранении градиента давления на стенке
Степень увеличения радиуса вертикальной скважины п 2 3 4 5
Радиус вертикальной скважины с расширенным стволом п-гс,м 0,3 0,45 0,6 0,75
Требуемая полудлина трещины гидроразрыва, м 0,48 0,71 0,94 1,17
Требуемая полудлина бокового горизонтального ствола, м 10 15 20 25
Из таблицы 2.7 следует, что увеличение радиуса ствола скважины в интервале продуктивного пласта в п раз может быть заменено трещиной гидроразрыва с полудлиной в 1,5 раза больше радиуса расширки. Следовательно, можно провести гидроразрыв с высокопроводящей трещиной относительно небольшой протяженности [46].
Если принимается бурение боковых горизонтальных стволов, то требуемая полу длина горизонтальной скважины не превышает 25 м.
Модели диагностики зоны дренирования пласта при установившемся притоке газа к скважине
Газодинамические исследования скважин, как вертикальных, так и горизонтальных, подтверждают нелинейную зависимость дебита от депрессии на пласт [6, 69].
При усовершенствовании методики диагностики зоны дренирования приняты некоторые определения расчетных параметров. Радиус скважины rc принимается равным радиусу ствола скважины по долоту или по расширителю.
Радиус контура питания Rк при работе группы скважин принимается равным половине расстояния между скважинами.
Толщина пласта может иметь различные значения.
Общая толщина пласта hобщ – толщина пласта от кровли до подошвы.
Вскрытая толщина hвск – толщина пласта, вскрытая бурением, или перфорацией, или перекрытая гравийным фильтром.
Газонасыщенная толщина пласта hг – толщина пласта, насыщенная газом.
Работающая толщина пласта hраб – включает газоотдающие и газопринимающие интервалы.
При выборе расчетной толщины пласта можно использовать данные геофизических исследований, термометрии, дебитометрии [52].
Коэффициент вихревых сопротивлений является параметром наименее изученным и определенным. В литературе этим вопросом занимались многие исследователи [12, 22, 23, 24, 33 и др.].
В работе С. E. Cooke [91] приводятся данные по расчету коэффициента вихревых сопротивлений при фильтрации газа в проппанте четырех размеров зерен (от 3,1 до 0,42 мм). Обработка этих данных по нашей методике показала, что коэффициент примерно равен единице.
Также для определения коэффициента может быть использован коэффициент макрошероховатости 1. В частности, в работе [44] приведен график результатов экспериментальных исследований Г. Ф. Требина в координатах lg(\/l) - lgk. Для корреляционной линии зависимость между Іик в первом приближении имеет вид: где 1- коэффициент макрошероховатости, см; к - коэффициент проницаемости, Ю-3 мкм2.
В корреляционной зависимости (3.6) коэффициенты проницаемости выразим в м2 и соответственно макрошероховатости - в м, тогда эта зависимость примет вид:
Таким образом, коэффициент вихревых сопротивлений зависит от коллекторских свойств пласта.
В конечном итоге, коэффициент вихревых сопротивлений должен определяться по материалам диагностики.
Апробация предлагаемых в данной работе моделей диагностики призабойной зоны пласта при установившемся притоке газа выполнена на примере скважин Касимовского ПХГ, обширная информация по которому предоставлена ООО «Газпром ПХГ» отчетами ВНИИГаза за 1993 и 2011 гг. [30, 73]. 3.3.2 Модель притока газа к скважине в условно однородном пласте
Впервые модель притока газа к скважине в условно однородном пласте использована в работе А. Е. Арутюнова и др. [5] при диагностике по результатам газодинамических исследований газовых скважин, оборудованных фильтрами. При использовании модели условно однородного пласта рассчитываются толщина пласта и соответствующий ей коэффициент проницаемости в целом по пласту. Из совместного решения уравнений (2.12) и (2.13) имеем: - толщина пласта Пример расчета: скважина 61 ГСП-1 Касимовского ПХГ. Коэффициент динамической вязкости газа /л = \,5Ш5Па с; пластовая температура Тпл = 303 К; коэффициент сжимаемости газа 2 = 0,8; радиус зоны дренирования RK = 50 м; радиус скважины по долоту гс = 0,15 м; плотность газа р0= 0,7 кг/нм ; /? = 3; Р0 = 1,013 10 Па; Т0= 273 Рассчитанные толщина пласта и соответствующий ей коэффициент проницаемости существенно отличаются от параметров Касимовского ПХГ (таблицы 3.1, 3.5, 3.6) - газонасыщенная толщина h = 10 м, средний коэффициент проницаемости по керну к = 2,2 мкм2. По нашему мнению, это связано с неоднородностью пласта в каждой конкретной скважине. В таблице 3.10 приведены средние значения условной толщины пласта и условного коэффициента проницаемости по скважинам Касимовского ПХГ с различной конструкцией забоя, взятые из работы [5]. При анализе использовались данные исследований по 150 скважинам с 1981 по 1996 год.
Как видно, для скважин Касимовского ПХГ условная толщина пласта не превышает 1 м, или 3 - 10 % от газонасыщенной толщины пласта, которая, в свою очередь, по данным ГИС составляет 20 - 80 % от общей толщины. Что касается коэффициента проницаемости, соответствующего условной толщине, то он изменяется от 0,2 до 10 мкм2.
В таблице 3.11 приведены рассчитанные нами средние значения условной толщины пласта и соответствующего ей коэффициента проницаемости по скважинам Касимовского ПХГ с различной конструкцией забоя. При анализе использовались данные исследований по 83 скважинам за 2010 год [73].
