Система управления режимом эксплуатации газовой скважины по критерию выноса песка

Обозначения и сокращения 4
Введение 5
1 Механические примеси при разработке и эксплуатации газовых месторождений 7
1.1 Характеристика пескопроявляющих коллекторов 7
1.2 Причины разрушения коллектора и выноса механических примесей 10
1.3 Способы борьбы с механическими примесями 17
1.4 Методы устранения песчаных пробок в газовых скважинах 21
1.5 Последствия появления механических примесей в скважине 23
1.6 Анализ деятельности в области исследований и разработок 25
1.7 Выводы по первому разделу 28
2 Оптимизация системы управления газовой скважиной с пескопроявлением 29
2.1 Вычисление параметров газа 30
2.2 Расчет дебита скважины при отсутствии песчаной пробки 35
2.3 Расчет дебита с учетом песчаного перекрытия 35
2.4 Решение задачи вычисления параметров пробки на забое скважины 37
2.5 Выводы по второму разделу 39
3 Когнитивная модель газовой скважины, гидравлическое вычисление прямой и обратной промывки 40
3.1 Прямая и обратная промывка скважины от песчаного перекрытия 41
3.2 Основная информация и этапы когнитивного моделирования 53
3.3 Разработка когнитивной модели газовой скважины 55
3.4 Выводы по третьему разделу 59
Заключение 61
Список использованной литературы 62
Приложение А (обязательное). Перечень демонстрационных листов 67
Приложение Б (справочное). Нелинейное программирование для разработки когнитивной модели газовой скважины 68

Весь текст будет доступен после покупки

Газовая промышленность Российской Федерации является одной из незаменимых и ведущих отраслей страны. Природный газ – один из важнейших природных ресурсов, на который приходится более половины топливного баланса России.
В настоящее время, подавляющее число газовых месторождений находится на завершающей стадии разработки, для которого характерен высокообводненный фонд скважин [1], а также присутствие механических примесей в добываемом газе. На начало 2020 года фонд скважин сеноманской залежи состоит из более 1200 единиц, а к действующему фонду относится чуть больше 1000 скважин.
Из продуктивных коллекторов, которые представлены слабо консолидированными породами, нередко наблюдается разрушение горной породы (ГП), которое приводит к выносу механических примесей. По этой причине в скважинах образуются песчаные пробки на забое, происходит абразивный износ скважинного оборудования, а также преждевременный выход из строя различных элементов механизмов и конструкций. Все это способствует к ухудшению таких показателей, как межремонтный период работы и средняя наработка на отказ [2].
Проблема выноса песка является важной проблемой многих нефте- и газодобывающих регионов. Уменьшение межремонтного периода работы способствует увеличению себестоимости добываемого продукта и снижению рентабельности производства, так как необходим ремонт или покупка нового оборудования.

Весь текст будет доступен после покупки

1 Механические примеси при разработке и эксплуатации газовых месторождений

1.1 Характеристика пескопроявляющих коллекторов

При эксплуатации скважин механические твердые частицы выносятся из пласта в результате разрушения в нем естественного цементирующего материала. Происходит это из-за различных причин: воздействие нагрузок при фильтрации жидкостей; растворение цементирующего материала в результате притока пластовой воды; влияние переменных механических нагрузок на пласт; нарушение равновесия в массиве горной породы в приствольной зоне под воздействием давлений.
Породы, в которых проявляется песок, можно разделить на следующие виды:
– хрупкие или полуустойчивые, хорошо консолидированные, обычно состоят из песчаников, доломитов, алевролитов. Как правило, просто разбуриваются и достаточно прочны, они хорошо сцементированы, но на первых порах в течение недлительного периода наблюдается поступление механических примесей в скважинах, которые вскрыли такие породы. Данный процесс может происходить и после истощения коллектора или после прорыва воды в добывающую скважину;
– частично сцементированные пласты, состоят из кремня, гипса и различных видов известняков. Песок скреплен илом и мягкой глиной, такие породы обычно имеют ограниченную сопротивляемость фильтрации пластового флюида и низкую прочность при сжатии. Скважины, которые вскрыли подобные пласты, проявляют песок в течение некоторого периода их эксплуатации;
– полностью несцементированные сложены каменной солью, каменным углем и галечником с крупным песком. Могут содержать немалое количество минералов, а при этом оставаться неустойчивыми. Целостность пласта сохраняется за счет проявления небольших сил сцепления и уплотнения пород, таким образом любое движение флюида в направлении забоя скважины приводит к отделению песка от ГП.
Когда нефть или газ поступают в скважину, если пласт не содержит достаточно природного материала, чтобы удерживать минеральные зерна, составляющие породу, то он считается неконсолидированным [3]. Хотя установлено огромное количество запасов, неконсолидированные пласты встречаются во многих основных газодобывающих районах, но по различным причинам продукция не добывается. Основной причиной, по которой эти месторождения не разрабатываются, является слабосцементированные породы [4].
Исследователями приводится классификация пород по степени устойчивости, приведённая в таблице 1.1 [5].

Таблица 1.1 – Классификация пород по степени устойчивости
Степень устойчивости Горные породы Связь между зернами
Весьма неустойчивые Рыхлые (пески, гравий, галечник) Отсутствует
С изменяющейся устойчивостью Плотные невысокой прочности, растворяемые или размываемые буровым раствором (глинистые породы, каменная соль) Пропадает при водонасыщении
Слабоустойчивые Скальные, но раздробленные Недостаточно прочная
Устойчивые Породы высокой и средней твердости, монолитные или слаботрещиноватые, не размываемые буровым раствором (граниты, диориты, базальты, кварциты) Прочная

Кроме оценки степени устойчивости пород, важна оценка фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), включающих водо-, нефте- и газонасыщенность; абсолютную, эффективную и относительную проницаемость; абсолютную и открытую пористость. По совокупности этих свойств коллекторы классифицируются на группы, обозначенные в таблице 1.2 [6, 7]. Содержание глин и карбонатов определяется ФЕС коллектора.
Нередко выделяют группу со сверхвысокими ФЕС коллекторов – суперколлекторы [8]. Главные особенности: высокое содержание песчаной фракции, а также низкое содержание глины. Такие коллекторы разрушаются при малейшем воздействии депрессии со значениями от 0,1 до 0,4 МПа и имеют малые прочностные свойства. Проницаемость, как правило, достигает 3,5 мкм2 и более.

Таблица 1.2 – ФЕС коллекторов газоносной толщи
Свойства
коллекторов, ФЭС Коэффициент открытой пористости, % Коэффициент
газонасыщенности Коэффициент проницаемости, мкм2 Содержание глины и карбонатов, %
Низкие 19,9-24,2 0,04-0,25 0,002 42-62
Средние 24,2-29,5 0,25-0,60 0,002-0,21 30-42
Высокие 29,5-40,7 0,60-0,90 0,21 и более 15-30

Также установлено Ахметовым А.А., что вынос песка происходит из интервала расположения суперколлекторов с поверхности фильтрации при определенном режиме разработки. Во время эксплуатации происходит более усиленное разрушение со значительным выносом песка, которое может достигать нескольких килограммов в сутки из-за того, что на поверхности формируются дефекты, схожие по форме на коррозионные раковины или язвы.
На ранних стадиях, если депрессия на пласт не превышает предельного значения для рассматриваемого типа коллектора, продуктивные пласты не подвергаются разрушению. Максимально допустимая разница давлений 1,0-1,2 МПа в более плотных коллекторах и 0,5-0,6 МПа в суперколлекторах в первые годы эксплуатации. Максимально допустимая депрессия снижается по мере снижения пластового давления, увеличения объемов притока воды и роста накопленной добычи газа.

Весь текст будет доступен после покупки

Обзор перспективных технологий водоизоляции в газовых скважинах / В.А. Шайдуллин, Т.Э. Нигматуллин, Н.Р. Магзумов [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2021. – Т. 19, № 1. С. 51–60. – DOI: 10.17122/ngdelo-2021-1-51-60
Аксенов Д.А., Севастьянов А.А. Методы борьбы с пескопроявлениями при эксплуатации скважин // Евразийский научный журнал. 2016. №5. С. 396-398.
Малюков В.П., Старовойтова Ю.И. Совершенствование технологий ограничения выноса частиц породы при разработке месторождений углеводородов // ГИАБ. 2018. №3. С. 61-68.
Механика горных пород применительно к проблемам разведки и добычи нефти //Пер. с англ. и фр., под ред. В. Мори и Д. Фурметро. М.: Мир, 1994. С. 149-156.
Назаров С.И. Техника и технология контроля содержания пластового песка в потоке природного газа //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. тр. ВНИИгаза и СевКавНИПИгаза. М., 1995. С. 75-79.
Мелик-Асланов Л.С., Касиров М.Д., Эфендиев И.Ю. Исследование вопросов пескопроявления в нефтяных скважинах //Нефтепромысловое дело. – 1975. – №2. С. 25-28.
Ашрафьян М.О., Лебедев О.А., Саркисов Н.М. Совершенствование конструкций забоев скважин. -М.: ВНИИгаз, 1985. – 155 с.
Васильев В.А., Дубенко В.Е. Модель переноса песка в пористой среде // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. тр. ВНИИгаза. М., 1996. С. 94-99.
Бутко О. Г. Методы борьбы с пескопроявлениями при эксплуатации
нефтяных скважин: обзорная информация / О. Г. Бутко, Б. А. Скуин – Москва,
1987. – 4 с.
Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: учеб, для вузов / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. – Краснодар: «Сов. Кубань», 2002. – 584 с.
Повышение эффективности гравийных фильтров в борьбе с пескопроявлением в нефтяных скважинах / Везиров А.Р. // Баку, 1984 г. – 158 с.

Весь текст будет доступен после покупки