Содержание к диссертации
Введение
1. Краткий обзор исследований в области эксплуатации сеноманских залежей на завершающей стадии их разработки 8
2. Прогнозирование обводнения сеноманских залежей с использованием модели, учитывающей выделение из пластовой воды растворенного газа 18
2.1. Модель фильтрации подошвенных вод в газовую залежь, учитывающая выделение растворенного газа, при значениях газонасыщенности, не достигающих порога подвижности газовой фазы 18
2.2. Методика прогнозирования обводнения сеноманских залежей на завершающей стадии их разработки 30
2.2.1. Оценка объемов внедрения подошвенной воды в зонах отдельных наблюдательных скважин 31
2.2.2. Адаптация модели общего притока подошвенных вод, учитывающей эффект разгазирования пластовой воды, по фактическим данным обводнения сеноманской залежи Уренгойского месторождения 40
2.2.3. Прогноз внедрения пластовых вод по зонам УКПГ 2-8 46
3. Прогнозирование продвижения газоводяного контура в массивных водоплавающих залежах 64
3.1. Вывод формулы для расчета распределения давления газа в неразбуренной крыльевой зоне месторождения массивного типа 65
3.2. Вывод формулы для оценки продвижения газоводяного контура в процессе разработки сеноманских залежей 81
3.3. Прогнозирование обводнения добывающих скважин по УКПГ- 1-6 сеноманской залежи Уренгойского месторождения с учетом продвижения газоводяного контура 91
4. Напряженное состояние призабойной зоны скважины и механизм ее разрушения 111
4.1. Напряженное состояние, вызываемое фильтрацией газа (жидкости) кстволу скважины 111
4.2. . Напряжения, вызванные снижением пластового давления на кровлю и подошву пласта (по сравнению с давлением на контуре) 116
4.3. Напряжения, возникающие в результате веса горных... пород и общего снижения пластового давления 125
4.4. Механизм разрушения призабойной зоны добывающей газовой скважины при падении пластового давления 126
5. Технологические мероприятия по добыче, системам промыслового сбора и подготовки газа на завершающей стадии разработки сеноманских залежей Уренгойского месторождения 136
5.1. Способ изоляции притока пластовых вод с использованием реагента «А-пласт» 137
5.2. Мероприятия по использованию метанола и усовершенствованию технологий в системе подготовки газа 139
Основные выводы и рекомендации 147
Список использованной литературы 149
- Модель фильтрации подошвенных вод в газовую залежь, учитывающая выделение растворенного газа, при значениях газонасыщенности, не достигающих порога подвижности газовой фазы
- Оценка объемов внедрения подошвенной воды в зонах отдельных наблюдательных скважин
- Вывод формулы для расчета распределения давления газа в неразбуренной крыльевой зоне месторождения массивного типа
- Напряженное состояние, вызываемое фильтрацией газа (жидкости) кстволу скважины
Введение к работе
Актуальность темы. На сеноманские залежи месторождений севера Западной Сибири - Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского приходится более 90% газа, добываемого ОАО «Газпром».
В настоящий момент разработка этих залежей вступила в завершающую стадию, которая характеризуется высокими темпами продвижения подошвенных и законтурных вод, нарастающим обводнением добывающих скважин и интенсивным разрушением их призабойных зон, что осложняет эксплуатацию, может привести к сокращению сроков подачи газа на дальний транспорт и снижению промышленного коэффициента газоотдачи.
Увеличение конечного коэффициента газоотдачи из указанных трех месторождений всего лишь на один процент может обеспечить около 100 млрд.м3 дополнительно добытого газа.
Теоретические исследования и технологические разработки, направленные на совершенствование эксплуатации сеноманских залежей на завершающей стадии их разработки, среди которых задачи достоверного прогнозирования постоянно осложняющихся условий эксплуатации добывающих скважин и осуществления промысловой подготовки газа при неблагоприятных геолого-технических условиях являются первоочередными. Поэтому исследования по созданию методики прогнозирования обводнения добывающих скважин и разработке геолого-технических мероприятий по продлению сроков службы добывающих скважин и усовершенствованию промысловой подготовки газа являются весьма актуальными.
Цель работы. Целью работы, является разработка методики прогнозирования обводнения и формулирования условий устойчивости призабойных зон добывающих скважин на основе моделирования подъема газоводяного контакта, продвижения газоводяного контура и моделирования напряженного состояния коллектора для разработки геолого-технических мероприятий по продлению сроков эксплуатации обводнившихся скважин и способов усовершенствования промысловой подготовки газа в этих условиях.
Задачи исследований: 1. Разработать модель фильтрации подошвенных вод в газовую залежь, учитывающую выделение растворенного газа из пластовой воды, при значениях газонасыщенности в водоносной зоне, не достигающих порога подвижности газовой фазы.
2. Адаптировать разработанную модель (п. 1.) по проницаемости, используя фактические данные по подъему газоводяного контакта в наблюдательных скважинах (определить псевдопроницаемость в вертикальном направлении водоносного бассейна, расположенного под продуктивным пластом).
3. Разработать процедуру прогноза общего притока подошвенных вод в сеноманскую залежь через поверхность первоначального газоводяного контакта для отдельных зон Уренгойского месторождения.
4. Обосновать способы расчета распределения давления газа в неразбуренной крыльевой зоне месторождения массивного типа и оценки продвижения газоводяного контура, а также определения коэффициента усредненной проницаемости вдоль напластования продуктивного пласта.
5. Решить следующие задачи о распределении напряжений в призабойной зоне пласта, вызываемых:
5.1. фильтрацией газа к стволу скважины;
5.2. снижением пластового давления на кровлю и подошву пласта.
6. Обосновать механизм разрушения призабойной зоны добывающей газовой скважины при падении пластового давления.
7. Разработать способ водоизоляции притока пластовой воды к забоям добывающих скважин.
8. Усовершенствовать технологию промысловой подготовки газа при возрастающем объеме пластовой воды и мехпримесей в продукции добывающих скважин.
Научную новизну определяют следующие защищаемые положения:
1. Обоснование функциональных зависимостей, использующее уравнения фильтрации воды и газа в пористой среде, фактические промысловые данные по подъему газоводяного контакта и пластовые давления в добывающих и пьезометрических скважинах для определения усредненных (агрегированных) коэффициентов проницаемости как вдоль напластования коллектора, так и по нормали к нему.
2. Методика прогноза общего притока подошвенных вод в газонасыщенную часть пласта, учитывающая механизм выделения растворенного в пластовой воде газа и позволяющая оценивать этот приток по отдельным зонам месторождения.
3. Способ расчета распределения давления газа в неразбуренной крыльевой зоне месторождения массивного типа.
4. Вывод приближенного аналитического выражения для оценки продвижения газоводяного контура водоплавающей залежи в процессе ее разработки.
5. Обоснование механизма разрушения призабойной зоны добывающей скважины, заключающегося в определении граничного значения пластового давления, ниже которого напряженное состояние вокруг скважины вызывает разрушение породы продуктивного пласта.
6. Новый способ водоизоляции притока пластовой воды.
7. Усовершенствованная технология дистилляционной очистки диэтиленгликоля.
Практическая ценность. Проведенные исследования направлены на повышение достоверности прогнозирования обводнения добывающих скважин, что позволило проводить упреждающие геолого-технические мероприятия, продляющие срок их эксплуатации и тем самым увеличить промышленные текущие и конечный коэффициенты газоотдачи.
Полученные на основе фактических данных значения псевдопроницаемостей вдоль и поперек напластования сеноманских отложений используются при решении задач прогнозирования падения пластового давления и продвижения пластовых вод с применением математических моделей в форме систем нелинейных дифференциальных уравнений в частных производных при анализах разработки и составлении проектов доразработки Уренгойского месторождения.
Полученное решение о распределении пластового давления в неразбуренной крыльевой зоне используется при построении карт изобар в тех крыльевых зонах водоплавающих залежей, где отсутствуют добывающие и наблюдательные скважины.
Новый эффективный способ водоизоляции притока пластовой воды и усовершенствованная технология очистки от солей диэтиленгликоля внедрены в практику эксплуатации Уренгойского месторождения. За счет внедрения новой технологии обеспечены условия для стабильной устойчивой работы всех аппаратов УКПГ, созданы условия для организации режима «макрооборота ДЭГа на Уренгойском ГКМ».
Апробация работы. Основные результаты работы докладывались и обсуждались на научно-технических советах ООО «Уренгойгазпром» и ОАО «Газпром», на Третьей всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (28-30 сентября 1999 г.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 14 печатных работ, в том числе две книги.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 5 глав, основных выводов, списка использованной литературы. Содержание работы изложено на 156 страницах машинописного текста, в число которых входят 60 рисунков и 22 таблицы. Список использованной литературы состоит из 100 наименований.
Автор выражает глубокую благодарность специалистам и руководителям ООО «Уренгойгазпром»: к.т.н. Сулейманову Р.С., Ланчакову ГА, к.т.н. Дудову А.Н., к.т.н. Кучерову Г.Г., к.т.н. Пономареву А.Н., к.т.н. Кулькову А.Н., к.т.н. Салихову Ю.Б., д.т.н. Ахметову А.А., к.т.н. Шарипову А.Н., Маловичко Л.П., Ефимову Ю.Н., д.т.н. Бердину Т.Г., к.т.н. Ставицкому В.А., Норкиной А.С. за помощь в организации и проведении промысловых работ, исследований и обработке результатов, а также д.т.н. Васильеву Ю.Н. за научное руководство работой и критические советы в процессе ее выполнения и вед.инж. Ильницкой В. Г.
Модель фильтрации подошвенных вод в газовую залежь, учитывающая выделение растворенного газа, при значениях газонасыщенности, не достигающих порога подвижности газовой фазы
Приток пластовых вод в газоносный пласт вызывается тремя факторами: 1) сжимаемостью пластовой воды; 2) сжимаемостью пористой породы; 3) увеличением объема газожидкостной смеси водонапорного бассейна за счет выделения растворенного в воде газа при снижении пластового давления. Для пластовых вод сеноманских отложений средний коэффициент сжимаемости соленой газированной воды в диапазоне давлений (100-400)-105 Па равен 3,77-10"101/Па [84].
В подземной гидродинамике при изучении фильтрации жидкостей и газов в пористых пластах, окруженных массивом непроницаемых пород принимается гипотеза о прямой пропорциональности объемной деформации пористого тела А разности между первоначальным давлением жидкости в порах Р0 и текущим давлением Р.т.е. д = -рс(р0-р), где (Зс - коэффициент пропорциональности, зависящий только от упругих свойств (коэффициент объемной упругости пористой среды).
В действительности деформация зависит не только от изменения пластового давления в данной точке, но и от падения его во всей области коллектора, глубины залегания кровли и подошвы пласта, а также от положения рассматриваемой точки внутри разгруженной области.
Указанные вопросы подробно рассмотрены в книгах [13,14]. В этих же работах получена формула для объемной деформации Л, имеющая следующую структуру: А « — S(P0 — Р) + интегральный член], (l + vXl-2vXl-e) s (T ji 0_(l-2v-)-E (l-2v)E E, E - модули Юнга соответственно породы в целом и материала скелета; V, V - коэффициенты Пуассона тех же материалов. Интегральный член, зависящий в основном от упругих свойств покрышки коллектора, оказывается малым по сравнению с разностью S(P0 — Р) и поэтому с хорошим приближением объемную деформацию можно вычислить по формуле: A--S(P0-P) Необходимо отметить, что и в этом случае прямой пропорциональности коэффициент S существенно отличается от коэффициента объемной упругости
Рс, используемого в локальной теории. Через упругие постоянные пласта (Зс выражается следующим образом: .3(l-2vXl-8) Р( Е (1 + v) в то время как S отличается от Вг множителем , ч , 3(1 - v) т.е. имеет существенно меньшее значение. Следовательно, значенияРс, получаемые в лабораторных условиях, нельзя прямо использовать для определения деформации пласта: их необходимо умножать на величину (1 + v)/3(l — v). Далее делается оценка значений коэффициентов S и (Зс для пластов водоносного бассейна сеноманских отложений [84]. Песчаники сеноманских отложений относятся к категории средней твердости, для которых модуль упругости изменяется в пределах (1,3 - 2,8) х 1010Па.
Для оценок уменьшения пористости при снижении давления принимается нижнее значение модуля упругости Е =1,3 х 1010Па, чтобы повысить значение механизма сжимаемости породы по отношению к механизму вытеснения пластовой воды за счет ее разгазирования.
Основным материалом песчаников является кварц, для которого Е = 9,66х 1010Па и v =0,08 Следовательно, при v =0,2 Є = 0,3 S= 0,485x10101/Па. Рс = 2 S Изменение пористости пласта при падении пластового давления с погрешностью до нескольких процентов равно объемной деформации породы.
Если пористость при начальном пластовом давлении обозначить через ф0, а при текущем-черезф, тоД«ф — фо, откуда ф = ф0 — S(PQ — PJ.
По результатам гидрогеологических исследований [ 46 ] подошвенные воды Медвежьего, Уренгойского и др. месторождений являются газонасыщенными, причем давления насыщения воды газом практически равняются пластовым для данной глубины залегания водоносного слоя. О предельном насыщении пластовых вод газом вблизи газоводяного контакта свидетельствует интенсивный устойчивый на протяжении ряда лет барботаж газа в колоннах законтурных пьезометрических скважин (например, скважины №№ 6 и 15 месторождения Медвежье), а такой неоспоримый факт, как отсутствие по всему северу Тюменской области "пустых ловушек", является косвенным доказательством того, что сеноманскии водоносный комплекс предельно насыщен по всей толщине. По составу растворенный газ совпадает с газом самих месторождений, т.е. с содержанием метана более 95%.
По этой причине все дальнейшие расчеты по объему растворенного газа проведены для метана.
Общий объем растворенного в соленой воде газа зависит от химического состава газа; давления, под которым находится газ, контактирующий с жидкостью; температуры жидкости и концентрации солей в ней [20].
Объем растворенного метана в единице объема соленой воды увеличивается примерно пропорционально давлению, снижается при возрастании температуры жидкости и при увеличении солености воды.
Оценка объемов внедрения подошвенной воды в зонах отдельных наблюдательных скважин
Применяемая модель для зоны каждой УКПГ адаптировалась по фактическому внедрению пластовых вод на 1.01.2000 г., измеренному геофизическими методами (НГК-60) в неперфорированных наблюдательных скважинах. Фактически адаптировался один параметр: вертикальная "псевдопроницаемость" той части водоносного бассейна, которая расположена непосредственно под зоной УКПГ, и затем с использованием полученного коэффициента "псевдопроницаемости" по программе, реализующей модель, осуществлялось прогнозирование внедрения подошвенной воды в зависимости от падения пластового давления на поверхности первоначального газоводяного контакта. Результаты расчетов оформлены в виде графиков, на которых по оси ординат отложен объем пластовой воды в м3, профильтровавшийся через 1 м2 площади на поверхности первоначального газоводяного контакта с начала разработки, как функция от текущего давления, значения которого отложены по оси абсцисс.
На рисунках (3 и 4) приведены фрагменты высоты подъема газоводяного контакта во времени по двум наблюдательным скважинам № 210 и №140 Уренгойского месторождения.
Газонасыщенность по обводненному разрезу определяется в неперфорированных наблюдательных скважинах методами нейтронного каротажа (НГК-60). Она зависит от коллекторских свойств пористой породы и имеет различные значения в отдельных пропластках продуктивной толщи. Газонасыщенность в каждом пропластке изменяется в процессе разработки месторождения, являясь функцией начальной газонасыщенности, пластового давления и времени, прошедшего с момента обводнения пропластка. Но даже если бы удалось установить достоверную связь между остаточной газонасыщенностью в обводненной зоне, измеренной в наблюдательных скважинах, от всех перечисленных выше аргументов, то и в этом случае остается не решенным вопрос о коэффициенте охвата в процессе вытеснения газа водой, который может быть существенно меньше единицы ввиду резкой слоистости пласта.
Следовательно, в любом случае при расчете объема внедрившейся воды по карте подъема газоводяного контакта при условии наличия сетки наблюдательных скважин, достаточной для построения достоверной карты, избежать ошибки, вносимой неизвестным коэффициентом охвата, не удастся.
Значения фактического подъема газоводяного контакта в каждой наблюдательной скважине (а, следовательно, объемов пластовой воды в м3, внедрившейся через 1 м2 поверхности первоначального газоводяного контакта) как функции пластового давления отнесены к давлению на поверхности первоначального ГВК, а не к давлению в газовой части.
В свою очередь и прогноз подъема вначале рассчитывается по отношению к падению давления на той же поверхности.
Такой подход упрощает моделирование внедрения пластовых вод в газоносную часть коллектора, так как, во-первых, не требуется решать задачу с подвижной границей, а, во-вторых, по пластовому давлению в газонасыщенной части пласта легко находится давление на поверхности первоначального ГВК.
Поэтому вначале было проведено исследование по статистической обработке фактического подъема ГВК по наблюдательным скважинам. Подобные обработки проводятся постоянно специалистами газодобывающего предприятия для построения карт подъема ГВК. Результаты проведенных исследований в графической форме показаны на рис. 5-12.
На первых пяти (рис.5-9) - для отдельных скважин, на последующих трех ( рис.10, 11, 12 ) - исследования сгруппированы отдельно по зонам УКПГ 1-3. На всех графиках для объемов внедрившейся воды в м3 через м2 поверхности первоначального газоводяного контакта как функции пластового давления на той же поверхности построены тренды (линейные и полиномиальные). 1) по оси ординат отложены объемы пластовой воды в м на м2, профильтровавшиеся через поверхность первоначального газоводяного контакта с начала разработки месторождения; 2) по оси абсцисс - пластовые давления на той же поверхности (т.е. с учетом добавочного давления от столба воды); 3) при определении объемов внедрившейся воды использованы средние по объему в обводненной зоне для данной скважины значения пористости, песчанистости, а также газонасыщенности до и после обводнения на последнюю дату замера газоводяного контакта, рассчитанные по каротажным диаграммам.
Следовательно, показанные на графиках значения объемов внедрившейся воды в районе наблюдательной скважины в промежутке от начала разработки до давления на последнюю дату замера могут в ту или другую сторону отличаться от фактических, но объемы на конечную дату замера являются наиболее точными. Последнее обстоятельство является важным, т. к. адаптация прогнозирующей модели с целью более достоверного прогноза по ней должна проводится по объему на последнюю дату замера.
Полученные зависимости объемов внедрившейся воды как функции давления на поверхности первоначального ГВК в районе наблюдательных скважин в последующем использовались при оценке средних объемов по зоне той УКПГ, в которой расположена наблюдательная скважина.
Вывод формулы для расчета распределения давления газа в неразбуренной крыльевой зоне месторождения массивного типа
До настоящего времени при прогнозировании обводнения добывающих скважин, как правило, учитываются следующие факторы: величина общего вертикального подъема газоводяного контакта в данной точке месторождения в результате общего падения пластового давления; ? дополнительный подъем контакта за счет образования конуса в зоне расположения отдельной добывающей скважины, вызванный рабочей депрессией; ? состояние цементного кольца за эксплуатационной колонной; местоположение нижних перфорационных отверстий.
Все перечисленные факторы как безусловно важные и определяющие обязательно должны приниматься во внимание при прогнозировании обводнения добывающих скважин. Но при прогнозе на дальнюю перспективу (на 2010 г. и более поздние сроки) необходимо учитывать еще одно весьма важное обстоятельство в механизме обводнения сеноманских залежей. Оно заключается в следующем.
В крыльевых неразбуренных частях залежи характер падения пластового давления в процессе разработки месторождения ввиду высокой проницаемости вдоль напластования оказывается близким к изменению давления в центральной разбуренной зоне, превышая его на несколько атмосфер. При существующих отборах газа и темпах падения пластового давления в осевой части оно возрастает примерно на одну атмоссреру на километр по направлению от границы разбуренной зоны к линии первоначального газоводяного контура. При таком распределении давления в крыльевых зонах залежи поднимающийся газоводяной контакт достигает кровли продуктивного пласта гораздо скорее, чем в разбуренной зоне. При этом ввиду продолжающегося снижения пластового давления, приток подошвенной воды в этих точках, где контур поднялся до кровли, не прекращается. Поступающая вода начинает двигаться к осевой части залежи. Поэтому очень важно для достоверного долгосрочного прогноза оценить то время, когда газоводяной контур подойдет к добывающим скважинам. В этих условиях ремонтировать добывающие скважины будет бесполезно, так как продуктивный пласт будет обводнен полностью, до кровли пласта. В диссертации разработана приближенная методика определения величины продвижения газоводяного контура как функции от пластового давления в центральной разбуренной зоне.
Для этого было необходимо: ? решить задачу о распределении давления в газонасыщенной неразбуренной части пласта при известном изменении давления в центральной разбуренной зоне; ? по полученному расчетному распределению давления в неразбуренной части пласта определить приток пластовой воды в эту зону; ? используя найденный объем внедрившейся воды и сопоставляя его с объемом порового пространства оценить величину продвижения газоводяного контура от его первоначального положения.
В тех местах, где прогнозируемый газоводяной контур либо достиг положения забоев добывающих скважин, либо прошел через место их расположения, скважины полностью обводняться и не будут подлежать капитальному ремонту. Но если даже газоводяной контур не дошел до забоев скважин, то вероятность обводнения тех добывающих скважин, к которым он ближе, будет более высокой, чем скважин, от которых он дальше, так как пластовая вода может более интенсивно фильтроваться по отдельным высокопроницаемым пропласткам по сравнению с общим продвижением газоводяного контура.
Если месторождение представляет собой вытянутую антиклинальнук складку, то поперечный профиль может быть схематично представлен в виде треугольника, где боковыми сторонами является кровля пласта, а основанием плоскость газоводяного контакта (рис.32)
На рис.32 разбуренная зона пласта заштрихована. Пусть R - расстояние о линии газоводяного контура (точки О) до внешней границы разбуренной зоны АВ Учитывая, что размер продуктивной складки по продольной оси, которая на рис.3: перпендикулярна плоскости чертежа, гораздо больше расстояния ОВ, задач распределения давления вдоль радиуса R можно решать как осесимметричную началом координат в точке О. В этом случае бесконечный цилиндр радиуса расположен горизонтально и его ось проходит через точку О перпендикулярно плоскости чертежа.
На всей поверхности цилиндра, проходящей через точки А и В, задается фаничное условие, зависящее только от времени. Поэтому радиусы ОА и ОВ являются линиями тока. Фильтрация газа в криволинейном треугольнике АОВ приближенно может быть описана лианеризованным уравнением относительно квадрата давления Р.
Напряженное состояние, вызываемое фильтрацией газа (жидкости) кстволу скважины
В упругой постановке вопрос о распределении напряжений от веса горных пород вокруг цилиндрической выработки решен много десятилетий назад. В книге [25] перепечатана статья академика А.И.Динника, изданная еще в 1925 г. В ней излагаются результаты, которые являются в настоящее время общеизвестными и поэтому приводятся различными авторами без дополнительных ссылок.
Напряжения, вызванные весом горных пород, необходимо суммировать с напряжениями, полученными при решении двух предыдущих задач.
Вертикальное сжимающее напряжение на горизонтальной площадке горной породы, залегающей на глубине Н от дневной поверхности будет равно -qH- (где q - средний объемный вес горной породы, лежащей выше рассматриваемой поверхности, Н - глубина залегания). Знак минус по соглашению соответствует сжимающему напряжению. Средний объемный вес q=pg, где р-средняя плотность, g - ускорение силы тяжести (9,81 м/с2). Так при р=2400кг/м3 вертикальное горное давление на глубине Н=1000м будет равно 2400-9,81-1000 « 2,4-107Па или «240 атм, т.е. геостатическому давлению вышележащих горных пород.
На площадках перпендикулярных к горизонтальным (боковое горное давление) в ненарушенном массиве напряжение будет равно —— qH , где ц - коэффициент Пуассона для горной породы на глубине Н. 1-ц
Для песчаников ц= 0,10-0,25, для каменной соли ц=0,4.
В соответствии с вышесказанным до бурения открытого ствола или образования каверны цилиндрической формы напряжения в цилиндрической системе координат в слое на глубине Z от дневной поверхности будут О = -qZ ст =а =-- qZ г у 1-ц
Для необсаженной скважины или цилиндрической каверны при условии отсутствия давления в стволе скважины или в каверне происходит концентрация напряжений вокруг выработки. Напряжения становятся равными касательные напряжения на площадках, для которых записаны нормальные напряжения, отсутствуют.
Теперь, используя законность суперпозиции, необходимо сложить одноименные напряжения последних трех разделов и получить напряженное состояние, которое возникнет у цилиндрической выработки в результате работы добывающей скважины.
Затем, используя подходящую теорию прочности, выяснить условия, при которых происходит разрушение призабойной зоны.
Практическое применение полученных формул возможно, если известны фактические значения упругих постоянных: модуля Юнга Е и коэффициента Пуассона ц.
Для песчаников сеноманских отложений значения модуля упругости Е будет лежать в промежутке (1-1,3)-1010 Па, коэффициента Пуассона - (0,1-0,2).
Значения предела прочности для сеноманских коллекторов зависят от коэффициента пористости и существенно снижаются с ее увеличением.
Следовательно, разрушение в призабойной зоне начинается с наиболее проницаемых пропластков.
Для хорошо проницаемых пропластков с высоким коэффициентом пористости ( от 0,30 до 0,33) предел прочности при одноосном сжатии лежит в интервале (8-4)Ю6Па, а при обводнении призабойной зоны он должен быть уменьшен примерно в полтора раза.
Вопрос об устойчивости призабойной зоны газовых скважин, эксплуатирующих сеноманские залежи месторождений Севера Западной Сибири, нельзя считать решенным даже в самых общих чертах.
Испытания скважин на вынос песка, особенно в начальный период разработки месторождений, устанавливают только те пределы по депрессии, при которых разрушаются стенки перфорационных отверстий. Но размеры больших по объему обрушений в призабойной зоне скважины, вызывающих образование в ней многометровых пробок, не может быть объяснено депрессиями в 3-5 атм., характерными для добывающих скважин, эксплуатирующих сеноманские отложения. Как показывают расчеты [11], такие депрессии вызывают в приствольной части скважины дополнительные напряжения намного меньше одной атм. и поэтому не могут вызывать разрушений продуктивного пласта. Следовательно, причиной разрушения является общее снижение пластового давления при разработке газового месторождения. Для того, чтобы доказать это, необходимо сопоставить напряженное состояние призабойной зоны перед началом разработки при пластовом давлении Р0 и в процессе разработки при некотором текущем пластовом давлении Р.
Горное давление остается постоянным на протяжении всего периода разработки месторождения и не зависит от пластового давления. Создаваемое горным давлением напряженное состояние описывается следующими формулами:
