Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ существующих технологических жидкостей для заканчивания и глушения скважин 6
1.1. Влияние технологических жидкостей на коллекторские свойства продуктивных пластов 6
1.2. Технологические жидкости и технологии, применяемые при заканчивании и ремонте скважин 14
1.3. Постановка задачи и выбор направлений исследования 23
2. Разработка технологических жидкостей с оптимальными параметрами для глушения скважин в условиях АНПД 26
2.1. Методика выбора оптимальных параметров жидкости глушения. 26
2.2. Выбор компонентного состава гелированной жидкости глушения на углеводородной основе 37
2.3. Регулирование свойств гелированньгх углеводородных систем 41
2.4. Оценка влияния гелированных углеводородных систем на фильтрационные характеристики пласта 53
3. Разработка технологии приготовления и применения гелированных углеводородных систем при глу шении скважин 61
3.1. Экспериментальное изучение перемещения жидкостей в вертикальных трубах 61
3.2. Технология приготовления и применения гелированных углеводородных систем 71
4. Применение гелированных систем на основе газового конденсата при глушении скважин на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении (УНГКМ) .
4.1. Современное техническое состояние сеноманских скважин Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения 74
4.2. Исследование причин осложненного состояния фонда газовых скважин 75
4.3. Снижение продуктивности газовых скважин на поздней стадии разработки 78 Литература 90
Приложение 98
- Влияние технологических жидкостей на коллекторские свойства продуктивных пластов
- Выбор компонентного состава гелированной жидкости глушения на углеводородной основе
- Экспериментальное изучение перемещения жидкостей в вертикальных трубах
- Современное техническое состояние сеноманских скважин Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения
Введение к работе
В настоящее время большинство крупных газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири находятся на поздней стадии разработки. Этот этап характеризуется падением пластового давления, поднятием газоводяного контакта, увеличением горного давления на скелет породы и изменением ее напряженного состояния в приствольной зоне пласта, старением и изнашиванием конструктивных элементов скважин. Многолетний опыт эксплуатации Уренгойского, Ямбургского и Медвежьего месторождений показывает, что одним из основных способов поддержания объемов добываемого углеводородного сырья является капитальный и текущий ремонты скважин.
Проведение ремонтных работ в условиях аномально-низкого пластового давления (АНПД) отличается повышенной сложностью. Анализ горногеологических условий эксплуатации скважин крупных газоконденсатных месторождений показывает, что применяемые в начальный период разработ і# ки месторождения традиционные жидкости глушения (растворы хлористого кальция и натрия, гидрофобные эмульсии, иивертно-мицеллярные дисперсии и т.д.) на поздней стадии эксплуатации, особенно при АНПД, малопригодны. Высокая инфильтрация этих растворов в условиях высокой репрессии способствует образованию значительной зоны их проникновения в пласт, что резко ухудшает фильтрационные характеристики пласта и создает ряд труд Ф неразрешимых проблем при освоении скважин после ремонта. В частности, для восстановления притока требуются дополнительные мероприятия по воздействию на призабойную зону пласта (ПЗП), связанные с большими затратами средств и времени. В некоторых случаях глушение скважин вышеперечисленными жидкостями становится невозможным, поскольку происходит их поглощение в сильно дренированном интервале зоны перфорации с кт последующим газопроявлением из менее дренированных интервалов.
Так, на месторождениях ООО "Уренгойгазпром" после глушения скважин глинистыми дисперсиями или растворами хлористого кальция дебиты неокомских газоконденсатных скважин снижаются на 60-63%, а сеноманских газовых - на 20%. Как правило, объем используемых жидкостей в 2-3 раза превышает объем скважин, что впоследствии увеличивает сроки их освоения до 4-20 суток для неокома и 3-6 суток для сеномана. При этом выход на до-ремонтный режим эксплуатации по экстраполляционным кривым составляет, соответственно, 218 и 207 суток. Для предотвращения выбросов на каждой третьей скважине осуществляется повторное глушение, что приводит к еще более глубокой кольматации пористой среды и дальнейшему снижению продуктивности скважин. Восстановительные работы и освоение таких скважин иногда превышают стоимость их строительства.
Поэтому в настоящий момент наиболее актуальным направлением в области глушения скважин с АНПД является разработка специальных составов, обладающих регулируемой инфильтрацией в пласт, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта и технологичных в применении при температурах до минус 45°С. Кроме того, для обеспечения эффективности глушения выбор свойств технологической жидкости в конкретных условиях должен осуществляться на основе теоретических расчетов и лабораторных исследований по моделированию процессов глушения и последующего освоения скважин.
Влияние технологических жидкостей на коллекторские свойства продуктивных пластов
В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений по ряду причин - технико-технологических (ремонт скважин, обработка призабойной зоны и т.д.) или организационно-технологических (изменение системы разработки, перевод скважины с одной категории в другую) - производится глушение скважин. В процессе глушения скважины заполняются жидкостями различного состава и плотности, в частности, буровыми растворами (как правило, глинистыми), водными растворами солей (хлориды натрия, кальция и др.). Технологические жидкости вступают в контакт с продукцией скважины; минералами горных пород, слагающих продуктивный горизонт; флюидами пласта; специальными материалами и жидкостями, используемыми при ремонте; поверхностью обсадных и насосно-компрессорных труб; элементами насосного оборудования. При этом возникает ряд негативных физико-химических явлений, ухудшающих фильтрационные свойства призабойной зоны продуктивного пласта, уменьшающих долговечность скважин. Эти явления можно объединить в следующие группы [4]:
- механические, связанные с процессом разрушения горных пород и созданием выработки - ствола скважины;
- гидродинамические, заключающиеся в создании на забое скважин при вскрытии, обработке и глушении пластов избыточных давлений, следствием которых является проникновение жидкости глушения или используемых составов в околоскважинную область; - физико-химические, сутью которых является отличие по составу и свойствам проникающих в призабойную зону скважины (ПЗС) жидкостей и реагентов.
Первая группа факторов подробно рассматривается в литературе по бурению нефтяных и газовых скважин. Поэтому остановимся только на двух последних.
Процессы вскрытия продуктивных пластов, их обработка и операции по глушению скважин обычно проводятся при условии превышения забойного давления над пластовым, т.е. на репрессии. В этом случае обязательно происходит проникновение технологических жидкостей в пласт, объем которых зависит, главным образом, от величины репрессии, коллекторских свойств ПЗС и физико-химических характеристик фильтрата. В состав большинства технологических жидкостей входит водная фаза. Как правило, состави свойства водной фазы отличаются от состава и свойств пластовых вод. Поэтому проникновение в пласт чуждых вод приводит к изменению коллекторских характеристик нефтегазонасышенных пород.
Интенсивность проявления гидродинамических сил при вскрытии и глушении пластов определяется объемом и плотностью применяемых жидкостей и их составом. Допустимая величина репрессии определяется в соответствии с требованиями "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (ПБ 08-624-03). Однако, как показывает практика проведения таких работ, фактическая величина репрессии обычно превышает допустимую. Это приводит к необратимым последствиям и является причиной ухудшения коллекторских характеристик продуктивных пород. В реальных условиях объем и глубина проникновения в пласт фильтрата технологических жидкостей могут достигать значительных величин. В частности, наблюдаются объемы поглощений жидкости в несколько десятков кубических метров на глубину десятков и даже сотен метров от забоя скважины. Особенно тяжелые последствия от проникновения различных составов и жидкостей в пласт наблюдаются для низкопроницаемых продуктивных горизонтов, неод нородных по составу породообразующих минералов и коллекторским свойствам.
Чем больше объемы проникновения фильтратов в пласт, тем сильнее сказываются результаты физико-химических процессов взаимодействия пластовых флюидов и задавочных жидкостей с нефтегазонасыщенным пластом. С учетом малых размеров каналов фильтрации и громадной площади поверхности контакта изменяется характер и динамика проявления капиллярных и гидродинамических сил в ПЗС. Следствием этого является ухудшение технологических параметров работы скважин. Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов показывает, что значительная часть фонда добывающих скважин эксплуатируется при значениях коэффициентов совершенства на уровне 0,2 - 0,5. Это означает, что скважины работают на 20 - 50% от своих добывных возможностей. Восстановление коллек-торских характеристик пласта при этом обычно не происходит, а может быть достигнуто только путем проведения дорогостоящих работ по интенсификации притока.
Практический опыт показывает, что глушение с применением вышеуказанных составов сопровождается значительными трудностями при последующем освоении, а иногда - отсутствием притока из заведомо нефтеносного пласта. Использование глинистого раствора и воды сопровождается таким снижением производительности скважин, что затраты на их продолжительное освоение значительно превышают стоимость проводимого ремонта. Меньшим отрицательным влиянием обладают системы на углеводородной основе, но ввиду высокой пожаровзрывоопасности, ухудшению условий труда обслуживающего персонала, а так же из соображений экологической безопасности они не находят широкого применения.
Степень негативного воздействия технологических жидкостей на продуктивный пласт определяется интенсивностью процессов самокольма-тации и принудительной кольматации, возникающих при внедрении жидкостей в поровую среду продуктивного пласта [8,43]. Принудительная кольматация происходит при поступлении в поровые каналы твердых частиц, находящихся в технологической жидкости. Это могут быть частицы глинистых минералов, утяжелители, примеси в материалах, из которых готовятся жидкости, окалина и продукты коррозии с поверхности труб, технического оборудования, отдельные химические реагенты, наполнители.
Выбор компонентного состава гелированной жидкости глушения на углеводородной основе
Практика эксплуатации нефтяных и газовых месторождений показывает существование целого ряда проблем, связанных с качеством глушения при заканчивании и ремонте скважин. Основной проблемой является то, что после глушения солевыми растворами освоение скважины часто сопровождается длительным выводом на режим. Кроме того, некачественное глушение скважин приводит к повторным глушениям, требующим дополнительных простоев ремонтных бригад.
По данным ОАО "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" на месторождениях Западной Сибири среднее время освоения после ремонта скважин, заглушённых водным солевым раствором, составляет от 1 до 5 суток, а время выхода их на режим работы, предшествующий ремонту, достигает 40 - 50 суток. При этом общий недобор нефти за период освоения и выхода скважины на режим составляет около 400 - 600 тонн на одну скважино-операцию по ремонту. Для низкопроницаемых пластов показатели добычи, предшествующие ремонту, иногда не достигаются даже после длительной эксплуатации. Основными требованиями, предъявляемыми к жидкостям глушения, являются успешное глушение скважин, минимизация потерь времени при выводе на режим и сохранение фильтрационных свойств пласта-коллектора. С физико-химической точки зрения идеальная жидкость глушения должна отвечать условиям пласта по термостабильности, обладать реологическими свойствами, предотвращающими ее проникновение в поровую среду продуктивных пород под действием репрессии. Очевидно, что с позиции сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта, применение для глушения и вторичного вскрытия товарной нефти является наилучшим вариантом. Однако нефть не отвечает вышеуказанным требованиям, поскольку имеет низкую плотность, и в случае совместного применения с водными системами происходит гравитационное замещение, сопровождающееся проникновением в зону перфорации водного раствора и снижением фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта.
В настоящее время известны следующие реагенты для загущения углеводородов. .
Полиметжметакрилат. Относится к классу линейных карбоцепных полимеров. Его молекулярная масса может достигать несколько миллионов единиц. Он хорошо растворим в ароматических и хлорорганических углеводородах, кетонах. Для улучшения растворимости в неполярных растворителях метальный радикал должен быть заменен на алкильный с большим числом атомов углерода (до Сю). С увеличением числа атомов углерода в алкильном радикале возрастает неньютоновская вязкость. Получение таких полимеров достигается переэтерификацией промышленного по-лиметилметакрилата высшими спиртами.
Полиизобутилен. Это линейный насыщенный полимер. Полиизобу-тилен хорошо растворяется в углеводородах. Характерной особенностью полиизобутилена является его склонность к деструкции в сдвиговых потоках. Полиолефины. В связи с неудовлетворительной растворимостью в углеводородах наибольший интерес представляют сополимеры этилена с пропиленом, или продукты полимеризации а-олефинов, содержащих в боковой цепи 6-20 атомов углерода с молекулярной массой (1 - 10)-106.
Полистирол. Полистирол - карбоцепной линейный полимер. Полистирол хорошо растворим в ароматических и хлорированных углеводородах, сложных эфирах. Для улучшения растворимости в парафиновых углеводородах лучше применять производные полистирола, например, по-литретбутилстирол. Отмечается, что полистирол и его производные имеют определенную склонность к деструкции в сдвиговых потоках.
Полибутадиен. Полибутадиен имеет структурную формулу [-СН2-СН = СН-СН2-]п и может быть как цис-, так и транс-строения. Он хорошо растворим во всех углеводородах. В промышленном масштабе производится в основном 1,4-цис - полибутадиен.
Полиизопрен. Структура 1,4- цис - и 1, 4 транс-полиизопрена приведена ниже. Эти полимеры производятся в промышленном масштабе для нужд резинотехнической промышленности. Молекулярная масса находится на уровне (2-12)-105. Полиизопрен хорошо растворим в углеводородах, в том числе в нефти и ее фракциях.
Эти полимеры в углеводородных растворах относятся к координационным полимерам. Они растворяются в нефтях и нефтепродуктах и обладают высокой устойчивостью к механической деструкции, т.к. координационная связь обладает способностью обратимо восстанавливаться после воздействия сдвиговых усилий.
Учитывая особенности приготовления жидкости глушения (как правило, непосредственно на скважине) исходные компоненты должны быть жидкими или порошкообразными материалами, легко растворяющимися в углеводородных. К сожалению, большинство полимеров не отвечают этим требованиям, так как выпускаются в форме брикетов, или же плохо растворимы в нефти и слабо ароматизированных горючих.
В связи с этим первым этапом данной работы является изучение кубовых остатков производства ациклических карбоновых кислот (АКК), загущающих углеводородные жидкости независимо от их химического состава.
С целью определения возможности использования кубовых остатков І производства ациклических карбоновых кислот (АКК) в качестве загустителей углеводородов приготовили жидкости на основе нефти и газового конденсата с различным содержанием товарного продукта.
Рецептура и технология приготовления1 раствора заключалась в следующем: в углеводороде (стабильный газовый конденсат или товарная нефть) растворялось определенной количество АКК, затем в полученный состав добавляли активатор (30%-ный раствор NaOH). Следует отметить, что при добавлении активатора загущение происходит мгновенно с образованием углеводородного геля.
Экспериментальное изучение перемещения жидкостей в вертикальных трубах
В этой главе рассматриваются вопросы, относящиеся к разработке технологии приготовления и применения гелированных углеводородных систем. Поскольку удалось создать практически не фильтрующуюся в пласт углево-дородную систему с плотностью выше 1 г/см , наиболее рациональным способом ее использования в пластах любой проницаемости может быть следующая технология. Рекомендуется применять указанную систему в малых объемах в сочетании с обычно используемыми водными растворами солей, перекрывая углеводородным составом только интервал перфорации и вышележащую зону на 200-250 м. В связи с этим возникает вопрос о гравитационном замещении технологических жидкостей при глушении скважин. Предполагается качественно изучить поведение пачек углеводородной системы при гравитационном перемещении в вертикальных трубах, определить зависимость скорости перемещения от основных параметров, установить возможность ее количественного определения.
Изучением всплывания одиночных капель и их групп без учета влияния стенок занималось много исследователей, однако вопросы гравитационного перемещения пачек одних жидкостей в других в стесненных условиях практически не рассматривались. В работе [78,79,80] экспериментально и теоретически исследованы процессы всплывания в водной среде в верти-кальных трубах углеводородных пачек с плотностью 0,91-0,98 г/см . Результаты этой работы частично могут быть использованы при изучении не менее важных процессов осаждения утяжеленных углеводородных пачек в неподвижной среде. Оценим возможности моделирования такого процесса в вербі тикальных трубах.
Как известно, для всех подобных между собой явлений существуют определенные безразмерные комплексы, которые сохраняют одно и то же числовое значение и, следовательно, могут служить критерием подобия. Число критериев подобия может быть заранее выяснено с помощью %-теоремы. Если некоторая переменная Ai зависит от п независимых переменных А2, Аз,..., Ап, функциональная связь между ними может быть представлена в виде: Ai = f(A2, A3,..., Ап) или ЦАьАг, A3,..., An) = 0. По тс-теореме, если все п переменных могут быть выражены через m основных (независимых) размерных единиц, их можно сгруппировать в n - m членов п, т.е. это уравнение может быть заменено уравнением (p(7Ui, 2,...,71 n-m) = 0. В механике достаточно трех основных единиц измерения, т.е m = 3; В рассматриваемом случае скорость осаждения или всплывания зависит от следующих переменных: длина труб (Н), внутренний диаметр (d), скорость (U), g, плотности среды и пачки рс, рп (или Ар= рс - рп [), динамические вязкости среды и пачки рс, рп ( или , рп/рс), поверхностное натяжение (а), статическое напряжение сдвига (0). В качестве независимых принимаются переменные U, рс, d. При общем числе переменных 10 и числе независимых переменных 3 получим; следующие соотношения для определения? 71-членов: (Uf pc/ d Vc- /Tf MyL M/ T); xl=l; yl=l; zl=l; 7Г2 = (U)x2 (pc)y2(d)22 рп"1;{L/Tf MbYiLf = M/(LT); х2=1, у2=1, z2= 1; 7Г3 = (U)x3(pc)y3(d)z3 Ар"1; (L/T)x3 (NVL3y\Lf = M/L3; x3=0, y3=l, z3= 0; щ = (Vf\pc)y\dfHA; (L/T)x4(M/L3)y4 (L)z4 = L; x4=0, y4=0, z4= 1; Tts = (U)x5(pc)y5(d)zV; (L/T)x5(M/L3)y5(L)z5 = МГ2; x5=2, y5=l, z5= 1;. %6 = (U)x6(pc)y6(d)zV; (Ь/Т)х6(МЯ.3)у6(Ь)г6 = L/T2; x6=2, y6=0, z6= -1; 7t7 = (U pc d)2 1; (L/T)x7(M/L3)y7(L)z7 = M/(LT2); x7=2, y7=l, z7= 0. Отсюда получаем 7 тс-членов; i=Udpc/pc; 7t2=Udpc/pn; тгз=Ар/рс; K4=H/d ,n5 =U2dpc/ j; 7i6=U2/dg; 7r7=U2pc/0 и следующие безразмерные критерии: 7ti=Udpc/pc =Re; 7с2=Яі/7і2=рп/рс; 7c3=Ap/pc; 7i4=H/d; 7r5=7t6/7i5=a/(d gpc); Щ=Щ2/к6 =(PC)2d3g/(px)2 =d3 /v2. n = Щ2П7 = (pc)d20/(_lc)25 где Ap=pn - pc; v - кинематическая вязкость жидкости, которая равна р. /р. Критерий 7Сз =Ар/рс =Кп — относительная подъемная сила, т.е. отношение подъемной силы gAp, которая возникает под действием разности плотностей двух сред, к силе тяжести gp, действующей на "основную" жидкость (в данном случае — на среду). Именно в этой форме вводится обычно параметриче- ский критерий, характеризующий неоднородное поле плотности. Таким образом получим следующее критериальное уравнение процесса: f (Udpc/pc, рп/рс, Ар/рс, (pc)2d3g/(p.c)2, a/(d2gpc), (pc)d29/(pc)2, H/d) (
3.1) Запишем условия подобия в виде произведений масштабов А, параметров систем на модели и в натурных условиях (индекс «н» относится к натуре, а индекс «м» - к модели):
1) ЛиАсА рДй.с =1
ф 2)Л.цПЛ,цС =1
3) ХдрЯрс =1
4) Ad Арс АЦС — 1
5) AaAd Лрс = 1
6) Ad Л.рс АеАцс = 1
7) Хцкд — 1
Здесь Xg - 1 Ad = (d)H/(d)M - линейный масштаб модели.
Из условия 3) следует, что (Кп)м = (Кп)н. Из условия 4) можно выразить плотность среды в модели (аналогичное соотношение также справедливо и для плотности пачки): (рс)м .= aM(pc)HAd /aH, (рп)м= aM(pn)HAd /ан;при GM = GH получаем, соответственно, (рс)м = (pc)HAd и (рп)м = (pn)HAd . Из условий 4) и 5)можно получить вязкость среды в модели (аналогичное соотношение также справедливо и для вязкости пачки): (рс)м =aM(pc)„Ad /ан и (pn)M=GM(un)HAd0,5/aH; при GU=GU получаем, соответственно, (рс)м =(pc)HAd 5 и (pn)M=(pn)HAd0,5. Из условия 6) с учетом 4) и 5) можно получить статическое напряжение сдвига в модели (аналогичное соотношение также справедливо и для пачки): (6)M=aM(9)HA,d/aH при зм=ои получаем (9)м =(6), . Изменяя поверхностное натяжение на модели aM=a„/Xd 5, т.е принимая (цс)м =(цс)н, можно работать с натурными жидкостями, но их плотность и статическое напряжение сдвига должны быть выше: (рс)м= (pc)„A,d1,5 и (0)м = (0)Аі0 5. Из анализа полученных зависимостей следует, что можно успешно моделировать гравитационные перемещения при значениях X,d = 3 - - 4, подбирая параметры жидкостей соответствующим образом.
Для экспериментальных исследований была подготовлена установка, схематически показанная на рис.3.1. При изучении всплывания пачек поступаем следующим образом. Мерный цилиндр 2, позволяющий измерять объе-мы в пределах от 10 до 500 см с точностью до 1см , наполняется в требуемом объеме исследуемой жидкостью. Далее через патрубок 3 воздушным насосом создается давление, и исследуемая жидкость попадает в стеклянную трубку 1, где замеряется время прохождения пачкой расстояния, равного 1м. Внутренний диаметр трубки 1 равен 0,036 м.
При изучении перемещения пачки вниз поступаем следующим образом. В мерный цилиндр 4 помещается определенный объем исследуемой жидкости. Затем открываются краны 5 и 6, и формируется пачка технологической жидкости. После этого кран 6 закрывается, и пачка перемещается вниз под действием силы тяжести. Замеряя время (с точностью до 0,1 с) прохождения пачкой расстояния, равного 1 м, определяем скорость перемещения пачки (vB).
Современное техническое состояние сеноманских скважин Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения
Основная часть разведанных запасов газа месторождений Западной Сибири находится в сеноманских залежах, которые приурочены к крупным положительным структурам - мегавалам. По протяженности длина отдельных ме-гавалов достигает 200 км при относительно небольшой ширине 20-ь35 км, крылья мегавалов пологие, углы наклона измеряются несколькими градусами, иногда десятками минут. Мегавалы, как правило, осложнены куполообразными структурами. Все сеноманские газовые месторождения Западной Сибири имеют сходные черты геологического строения, условия осадконакопле-ния, образования залежей и промыслово-геологическую характеристику продуктивных толщ. Они приурочены к верхней части песчано-алевролитовых отложений покурской свиты сеномана и перекрываются 650-800-метровой толщей турон-палеоценовых глин.
Сеноманские газовые залежи всех особо крупных месторождений: Уренгойского, Медвежьего, Ямбургского, Заполярного, а также других, более мелких, массивного типа, водоплавающие. Газовый контакт четко выделяется по данным промыслово-геофизических исследований в скважинах, вскрывших чистые и слабозаглинизированные песчаники. Поверхность ГВК наклонена на север, что указывает на движение пластовых вод апт-альбского комплекса с юга на север. Все залежи имеют единую водонапорную систему толщиной до 1500 м и более, охватывающую по площади всю Западно-Сибирскую низменность. Проблемы, возникающие при разработке этих газовых месторождений, однотипны, и поэтому возможны одинаковые методологические подходы к их решению на примере эксплуатации Уренгойского и Медвежьего месторождений, раньше других вступивших в стадию эксплуатации с падающей добычей.
Работа газовых скважин на поздней стадии разработки залежи сопровождается рядом осложнений: выносом воды и песка, заколонными перетоками газа, воды, возникновением межколонных давлений.
Поздняя стадия разработки газовых месторождений, сопровождающаяся \ значительным обводнением зоны фильтра с точки зрения теории надежности сложных систем, должна характеризоваться либо резким ростом количества отказов основных элементов системы, либо резким увеличением профилактических мероприятий для снижения числа отказов [45,47]. Продуктивные пласты являются, с одной стороны, основной составляющей системы добычи газа, определяющей практически все основные параметры, характеризующие потенциальные возможности эффективного функционирования системы, с другой, - основным элементом, ограничивающим добычу газа по времени из месторождений севера Тюменской области, сложенных слабосцементированными коллекторами. Истинные причины большинства осложнений, возникающих при добыче газа на месторождениях региона, связаны с состоянием пласта-коллектора. В силу специфики естественных физических процессов, происходящих в залежах во время разработки месторождений, объективные физические характеристики продуктивного пласта ухудшаются, что приводит к самому распространенному виду осложнений - водопескопроявлениям.
Экспериментально установлено и промысловыми исследованиями подтверждено, что для выноса частиц породы скорость газового потока должна быть более 2 м/с , причем величина скорости, обеспечивающая вынос час тиц, зависит от плотности, размера и формы частиц, стесненности потока. Полное очищение забоя скважины;от песка данного состава;по форме и размерам происходит при скорости газа более 5 м/с.
Газовые скважины; Уренгойского месторождения; в основном (УКПГ-1 AC-f-УКПГ-10) имеют лифтовые трубы диаметром 168 мм, что обеспечивает дебиты 500-700 тыс.м/сут при скоростях подъема 7-ь 10 м/с. Однако, состояние; призабойной зоны скважины в основном зависит от наличия, толщины и; расположения : суперколлекторов в интервалах перфорации: Кроме этого, дополнительные осложнения! возникают,, когда интервал- перфорацию находится? в. нижней части (близко к текущему FBK) сеноманской газовой залежи.
По данным анализа петрофизических зависимостей для сеноманских продуктивных отложений группы крупных газовых месторождений Крайнего Севера (Медвежьего; Уренгойского. Ямбургского; Заполярного), полученных в результате лабораторных исследований і кернового материала; все породы по своим коллекторскимІ свойствам Ю.Г. Тер-Саакяном ; разделены на три группы (табл. 4.1) [4].
Из таб. 4.1 следует, что первая s группа пород характеризуется наиболее низкими ФЕС, что обусловлено очень высоким содержанием глинистого и карбонатного цемента, Сгл+к= 42-62%, среднее содержание глинистой (размер частиц d3 0,01 мм) и алевролитовой (о!з = 0,1- -0,01 мм) фракций примерно одинако во равнозначно и в сумме составляет около 97 %, карбонатность пород меняется от 0 до 18%.
Вторая группа характеризуется средними значениями ФЕС, в породах этой группы преобладает алевролитовая фракция, среднее содержание которой составляет 55%, на долю глинистой фракции приходится в среднем 24%, а на долю песчаной 9%. Средняя величина карбонатности составляет 12 %, а Сгл+К изменяется от 30 до 42%.
Третья группа пород имеет наибольшее распространение в разрезах скважин и характеризуется лучшими (высокими) ФЕС. Это связано со снижением содержания глинистой фракции до 25% и увеличением объема песчаной в среднем до 26 %. Средняя величина карбонатности пород составляет 4 %, Сгл+К=15-30%.
Однако, при более детальном анализе и обобщении лабораторных исследований керна, материалов геофизических исследований методами стандартного и радиоактивного каротажа, термометрии, шумометрии, записей профилей притока газа, а также промысловых данных по выносу воды и механических примесей в процессе эксплуатации скважин (всего более 50 параметров по каждой скважине) коллектора продуктивной части Уренгойского месторождения разделяются на пять типов.
Основным отличием по разделению продуктивных коллекторов Уренгойского месторождения, в отличие от общепринятого [4,5], является то, что коллектора, представленные песчаниками с высокими ФЕС, разделены еще на три типа: песчаники с высокими ФЕС, с очень высокими ФЕС и сверхвысокими ФЕС - суперколлектора. Главные признаки суперколлекторов - это низкое (до 6%) содержание глинистых фракций, которые представлены в основном илли-тами (43 %) и каолинитами (43 %), и увеличение песчаной фракции до 94 %, состоящей из кварца (55 %) и натриево-калиеяых полевых шпатов (37 %) с незначительными включениями доломитов (1 %) и сидеритов (1 %). Открытая пористость такого коллектора значительно превышает показатели коллекторов со средними ФЕС, а проницаемость доходит до 3-4 мкм , что превышает более чем на порядок средние показатели (табл.4.1).
По данным специальных исследований на нестационарных режимах с использованием: микропроцессорного автономного манотермометра: АМТ-04-32 выявлено, что даже в пределах зоны дренирования, ограниченной одним кустом скважин, фильтрационно-емкостные свой ства по площади и глубине отличаются очень существенно: по проницаемости до 7 раз, по газопроводности -до 14 раз (между скважинами одного куста №321, 325). По сопоставлению материалов ГИС, в: интервалах перфорации водопескопроявляющих скважин присутствуют пропластки суперколлекторов, которые имеют низкие прочностные свойства и способны разрушаться: в первую очередь даже при минимальных депрессиях от 0,1 до 0,4 МПа. Подобная ситуация прослеживается: практически по всем кустам скважин и еще более усугубляется. тем обстоятельством, что наименее устойчивые пропластки-суперколлектора являются; наиболее продуктивными и нагруженными.
