Молдабеков М.С., Бидасов Ж.М.

 

Каспийский общественный университет, Ка,захстан

Каз НТУ имени К.И.Сатпаева,  Казахстан

 

Причины снижения продуктивности газовых скважин

 

Основными причинами осложненного состояния разработки газовых месторождений [1]:

– обводнение скважин и призабойных зон коллекторов пластовыми и конденсационными водами;

– разрушение призабойных зон продуктивных коллекторов и вынос песка;

– образование песчаных пробок;

– наличие межколонных газопроявлений;

– снижение пластовых давлений до аномально низких (Ка=0,3÷0,4);

– изнашивание устьевого и подземного оборудования.

Особый случай водопроявлений связан с техногенными жидкостями, которые появляются в результате поглощения пластом технологических жидкостей, применяемых при капитальном ремонте. Эти проявления могут возникнуть во всех скважинах куста при ремонте хотя бы одной из них. Общие характерные признаки данного случая: высокая минерализация выносимой жидкости (М>30÷60 г/л), повышенное содержание ионов кальция (более 1÷2 г/л) и отсутствие микрокомпонентов (йод, бром и т.п.).

Для выявления вышеуказанных причин все скважины обследовались по следующим признакам:

– качество цементирования эксплуатационных колонн по данным каротажа (АКЦ и ГГК);

– положение башмака эксплуатационной колонны относительно начального и текущего ГВК;

– состав жидкости в продукции скважин по данным гидрохимических исследований.

Качество цементирования в интервале от башмака эксплуатационной колонны до кровли сеноманских отложений оценивали по наличию цементного камня (ГГК) и по сцепления его с колонной и горными породами. По качеству цементирования скважины распределились следующим образом:

– наилучшее качество цементирования имеет фонд эксплуатационных скважин УКПГ-1АС, -10, -11, -12, -13, так как жесткое сцепление отмечено в 53÷68 % скважин;

– менее надежное качество цементирования эксплуатационных колонн отмечено в районе УКПГ-1…-6, где от 25 до 34 % фонда скважин имеют низкое качество сцепления цементного камня с колонной.

Некачественное цементирование обсадных колонн, особенно в интервале продуктивного горизонта, оказывает решающее влияние на высоту конусов подошвенных вод под кустами эксплуатационных скважин за счет подъема воды по затрубному пространству.

Количество скважин, вскрывших бурением начальный ГВК, составило 16,3 % от общего числа пробуренных. Количество скважин, где уровень текущего ГВК на 01.01.2003 г. достиг башмака эксплуатационной колонны, составляет от 15 % до 75 %. Необходимо отметить, что интервалы перфорации 90 % скважин находятся значительно выше текущего ГВК. Причем более 60 % скважин не будут интенсивно обводняться минерализованными водами из конуса подошвенных вод в случаях качественного цементирования.

По материалам гидрохимического контроля, исходя из состава жидкости в продукции эксплуатационных скважин, можно сделать вывод, что смесь пластовой и конденсационной воды или чисто пластовая вода присутствуют в двух случаях:

– текущий ГВК близок (5÷25 м) к интервалу дренирования фильтра;

– негерметично цементное кольцо за обсадной колонной.

 

 

Таблица 1

УКПГ

Кол-во скважин

Процент скважин где:

ГВК достиг интервалов перфорации

ГВК ниже интервала перфорации на:

ГВК достиг башмака эксплуатационной колонны, %

0-10 м

10-20 м

20-30 м

>30 м

1АС

72

0

1,4

15,3

23,6

59,7

56

1

61

1,6

19,7

19,2

18,0

41,0

59

2

64

4,7

9,4

17,2

7,8

60,9

31

3

66

1,5

6,1

12,1

7,6

72,7

48

4

63

0,3

3,2

11,1

9,5

76,2

72

5

64

1,6

7,8

7,8

3,1

79,7

73

6

61

0

0

6,6

11,5

81,9

41

7

82

0

2,4

6,1

18,5

75,2

44

8

87

0

3,4

2,3

9,2

85,1

49

9

88

0

0

4,6

17,0

78,4

36

10

53

1,9

1,9

7,6

22,6

66,0

12

11

105

1,0

3,8

13,3

27,6

54,3

50

12

77

1,3

5,2

37,7

27,2

28,6

44

13

78

7,7

20,5

24,4

34,6

12,8

58

Всего

1021

1,5

6,1

13,3

17,0

62,1

50,2

 

При анализе достигнутых темпов обводнения сеноманской залежи за 18 лет ее разработки на основе материалов радиометрического контроля за текущим ГВК в наблюдательных скважинах и расчетов средней скорости подъема уровня ГВК в действующих скважинах определено предполагаемое (максимально возможное) время, через которое текущее положение ГВК достигнет нижних отверстий перфорации, а затем середины зоны фильтра. Результаты расчетов [2] приведены на рис.1.

Рис. 1. Прогноз обводнения сеноманских скважин

 

Как видно на рис. 1., основная часть фонда эксплуатационных скважин (78%) до конца расчетного срока службы не будет подвержена массированному обводнению за счет подъема общего конуса подошвенных вод по кустами эксплуатационных скважин. Эта категория скважин в случае некачественного цементирования обсадной колонны будет обводняться за счет перетоков пластовых вод по затрубному пространству.

По материалам гидрохимического контроля, исходя из состава жидкости в продукции эксплуатационных скважин, выделены три категории скважин:

– скважины, в продукции которых содержится только конденсационная вода, М<1 г/л;

– скважины, содержащие смесь конденсационной и пластовой воды в различных сочетаниях, 1<М<18 г/л;

– скважины с преобладанием пластовой воды, М>18 г/л.

На рис.2. приведено распределение эксплуатационных скважин, в зависимости от минерализации жидкости, выносимой с продукцией скважин. Из общего фонда эксплуатационных скважин только 20 % скважин выносят с газовым потоком жидкость, состоящую из смеси конденсационной и пластовой воды различной минерализации. При этом прослеживается довольно четкая прямая связь между качеством цементирования, количеством скважин, вскрывших начальный и текущий ГВК, и характером распределения скважин по степени обводненности.

Остальные 80 % фонда скважин выносят вместе с газом пресную конденсационную воду с минерализацией до 1 г/л.

Использование всего эксплуатационного фонда достигается путем регулирования отборов посредством дросселирования потока газа в узле входа УКПГ или на каждой отдельной скважине.

Рис. 2. Распределение эксплуатационных скважин по минерализации жидкости, выносимой с продукцией скважин

 

Эксплуатация скважин с дебитами, не обеспечивающими вынос жидкости потоком газа, приводит к накоплению жидкости в скважине, постепенному увеличению высоты столба жидкости на забое, созданию противодавления на пласт и глушению (самозадавливанию) скважин. Дальнейшая их эксплуатация возможна при достаточно частых продувках (относительно кратковременных увеличениях отбора для увеличения скорости восходящего потока газа) с целью очистки забоя от воды. Для скважин с диаметром НКТ 168 мм, при значении депрессии на пласт до 0,1 МПа, количество продувок может достигать 1-2 раз в неделю [2].

Механизм выноса пластового песка необычайно сложен, на него оказывают влияние: физико-литологическое строение продуктивного пласта, каждая операция заканчивания скважины (от первоначального вскрытия пласта долотом до освоения скважины), а также дальнейший режим эксплуатации. Анализ промысловых данных по эксплуатации газовых скважин позволяет отметить следующие основные факторы, которые способствуют интенсификации процесса выноса пластового песка:

– физико-литологическое строение продуктивного пласта; преждевременное постепенное его обводнение как подошвенными, так и, в первую очередь, конденсационными водами;

– переупаковка зерен пластового песка, претерпевшего изменения из-за уменьшения внутренних напряжений при бурении;

– ослабление скелета ПЗП в ходе операций по заканчиванию и освоению скважин, проводимых в условиях нагружения породы, приводящих к выходу за предел прочности;

– отклонение от технологического режима эксплуатации скважин с дестабилизацией режима фильтрации;

– эксплуатация скважин при наличии перфорированной обсадной колонны, ухудшающая сопротивляемость породы пластическим деформациям и разрушению по сравнению с открытым забоем;

– несоблюдение технологических мероприятий, обеспечивающих плавный ввод скважин в эксплуатацию после их остановки для проведения исследований.

Очевидно, что все эти факторы находятся в тесной взаимосвязи. Но определяющую роль в развитии процесса пескопроявления играет постепенное обводнение ПЗС как подошвенными, так и, в первую очередь, конденсационными водами.

 

Литература

1.Зотов Г.А., Власенко А.П., Динков А.В., Эксплуатация скважин, вскрывших водоплавающие залежи, сложенные слабосцементированными коллекторами. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, -М.: ЭИ ВНИИИЭгазпрома, 1983. –С. 10-44.

2.Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов Р.М. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. –М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – 880с.