Авторы:
С.С. Савастюк, e-mail: savastuk@purgaz.com; ЗАО «Пургаз» (Губкинский, Россия).
Р.М. Тугушев, e-mail: r_tugushev@rosneft.ru, АО «ИГИРГИ» (Москва, Россия).
Литература:
Зиновкина Т.С. Оценка влияния процессов разработки нефтяных залежей на динамику изменения геолого-промысловых параметров: автореф. … дис. канд. техн. наук. М.: Институт проблем нефти и газа РАН, 2013. 18 с.
Андреев О.Ф., Басниев К.С., Берман Л.Б. и др. Особенности разведки и разработки газовых месторождений Западной Сибири. М.: Недра, 1984. 212 с.
Попов Е.В., Тугушев Р.М., Савастюк С.С. Анализ динамики давления в процессе эксплуатации сеноманских газовых залежей южной части Надым-Пурской нефтегазоносной области // Газовая промышленность. 2019. № 1. С. 48–53.
Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 2001. С. 192–218.
Байков Н.М., Сайфутдинова Х.Х. Лабораторный контроль при добыче нефти и газа. М.: Недра, 1983. 128 с.
Стрижов И.Н., Ходанович И.Е. Добыча газа. Москва – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. 376 с.
Глава 8. Сбор и подготовка нефти, газа и воды на промысле // Физические основы добычи нефти и газа [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.neftemagnat.ru / enc / 245 (дата обращения: 20.05.2019).
Рассохин Г.В., Леонтьев И.А., Петренко В.И. и др. Контроль за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1979. 272 с.
Брагин Ю.И., Вагин С.Б., Гутман И.С., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология залежей углеводородов. М.: Недра-Бизнесцентр, 2004. 399 с.
HTML
Изучение залежи как объекта эксплуатации ведется непрерывно с момента ее открытия и включает все этапы разработки, в ходе которых в результате технологического воздействия на залежь создается принципиально новая сложная динамическая геолого-промысловая система.
Большое значение для повышения уровня исследованности объекта эксплуатации имеют база геолого-промысловых данных и комплекс средств анализа. Наличие достаточной информации о строении, литолого-фациальной изменчивости, динамике параметров разработки скважин и тела залежи критически важно при подготовке и актуализации наиболее оптимальной программы мероприятий по извлечению газа. При этом одним из наиболее значимых факторов, приводящих к неточной количественной оценке параметров добычи и снижающих эффективность разработки, является отсутствие учета динамики изменения промысловых параметров разработки скважин и залежи в результате применения методов поддержания технологических режимов эксплуатации [1, 2].
Представленные в статье результаты анализа динамики параметров разработки газовой залежи сеноманского яруса Губкинского месторождения (ЗАО «Пургаз») в комплексе с данными о структуре залежи и движении поверхности газоводяного контакта, по мнению авторов, позволяют оценить влияние элементов регулировки отбора газа на производительность и выведение скважин из эксплуатации.
МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
Оперативное пополнение геолого-промысловой базы данных о газовой залежи и контроль процесса эксплуатации залежей с использованием средств анализа CTC-Expert являются обязательными видами работ, проводимых в целях оптимизации разработки месторождений Надым-Пурской нефтегазоносной области. Так, в ходе детализации геолого-промысловых моделей залежей с учетом всего комплекса геолого-геофизической информации выполнены структурирование отложений сеномана на слои и площадной мониторинг движения поверхности водогазового контакта в залежах. Некоторые результаты этой работы представлены на рис. 1–3. Осуществлена также оценка динамических параметров эксплуатации основных месторождений (темпов падения давления, отбора газа), разрабатываемых и обслуживаемых ООО «Газпром добыча Ноябрьск»: Комсомольского, Западно-Таркосалинского и Еты-Пуровского [3].
ДВИЖЕНИЕ ГАЗА В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ
Результаты анализа динамики параметров разработки объектов эксплуатации в комплексе с информацией о структуре залежи и движении газоводяного контакта отчасти подтверждают ряд положений, описывающих движение газа в теле залежи:
1) в первые годы разработки залежи (участка) формируются стабильные по направлению потоки движения газа от окраин залежи (контура залежи, зон без скважин) к зоне эксплуатации, кустам эксплуатационных скважин;
2) потоки газа в теле залежи обладают определенной инерцией, что вызывает под воздействием сезонных колебаний отборов врменное увеличение пластового давления в зоне депрессионной воронки участка эксплуатации, а также падение давления в окраинной зоне в периоды отсутствия (резкого снижения летом) отбора газа. Эффект роста давления в центре залежи и падения на окраинах зоны газонасыщения (в наблюдательных скважинах) неоднократно фиксировался в рамках исследования;
3) сопоставление рассчитанных темпов падения давления скважин показывает, что они идентичны для скважин внутри куста (группы кустов) и мало зависят от характеристик зоны вскрытия пласта каждой скважины [3–8]. Литолого-фациальная характеристика отложений межскважинных, межкустовых объемов залежи и областей окраин залежи между контуром и зоной эксплуатации, неоднородность слоистой структуры залежи определяют скорости и интенсивность (объем) движения газа в потоках. В комплексе с динамикой эксплуатации залежи эти параметры определяют темпы падения давления для кустов и зон кустов. Темпы падения давления скважин дифференцированы по площади эксплуатации. По распределению параметра выделяется несколько характерных зон, но их локализация меняется в ходе эксплуатации и плохо коррелирует с другими параметрами. Только сопоставление темпов падения давления в разные периоды эксплуатации или с пластовым давлением скважин позволило выделить участки (зоны) залежи с близкими соотношениями параметров. Таким образом, площадь залежи разделяется на несколько зон с характерной стабильностью динамики пластового давления в процессе эксплуатации [3]. Эти зоны выдержаны по площади и динамике темпов падения давления в течение значительного периода разработки. На Южном участке Губкинского месторождения выделены, к примеру, три зоны, отличающиеся по стабильности динамики давления – стабильные, средние и падающие [3];
4) динамика и распределение темпов отбора газа (темпов падения дебита, производительности скважин и других характеристик добычи) плохо коррелируют с падением давления и другими параметрами разработки скважин. Однако разделение залежи на зоны по стабильности динамики давления позволяет выявить отличия и в динамике темпов отбора газа для каждой из групп [3]. Поэтому прогноз, оценку и исследование связи темпов отбора газа с параметрами разработки (темпами падения давления) необходимо выполнять с учетом разделения на зоны по стабильности динамики давления. Это подтверждается графиком сопоставления темпов падения давления в 2009 г. и проницаемости по газу (оценка по результатам гидродинамического исследования скважин) эксплуатационных скважин Южного участка Губкинского месторождения (рис. 4).
РЕГУЛИРОВАНИЕ ОТБОРА ГАЗА
Динамика параметров разработки скважин, включая производительность, зависит не только от этапа эксплуатации, характеристик зоны отбора газа, но и от регулирования отбора газа различными способами. Важной задачей регулирования добычи является выравнивание падения давления по залежи. В соответствии с приведенными положениями отбор согласуется с энергией потоков газа к зонам эксплуатации, что зависит от характеристик зон стабильности динамики давления и их расположения. Результатом регулировки с учетом зон стабильности давления будет более равномерное падение давления по объему залежи.
Необходимо отметить, что методы регулирования отбора газа подразделяются на:
• шлейфовые, применяющиеся в отношении кустов скважин, групп кустов скважин, участков эксплуатации;
• локальные, объектом воздействия которых является скважина внутри куста.
Шлейфовые методы регулировки (за исключением варианта ввода в эксплуатацию новых участков) не нарушают направлений потоков газа к кустам, и режим движения газа при таких технологиях воздействия близок к ламинарному. Локальные методы (особенно при повторении или смене направленности) изменяют (нарушают) сформированное направление потоков газа в зоне около куста, что приводит к увеличению эффектов турбулентности движения углеводородов и, соответственно, уменьшает дебиты согласно формуле Блазиуса до 40 % [4–8]. Впрочем, это не главный фактор, обусловливающий снижение производительности скважин.
В основном регулирование отбора газа по залежи (сезонное и внеплановое) выполняется с помощью шлейфовых методов. Однако периодически по разным причинам возникает необходимость проведения локальных воздействий, заключающихся в основном в регулировании (изменении) разности буферного и входного давления скважин в целях приведения значений параметров разработки (депрессии, скорости движения газа в насосно-компрессорной трубе) к проектным величинам. Изменение интервалов перфорации (с набором процедур капремонта) также является вариантом локального воздействия на зону отбора скважины и приводит к изменениям параметров ее эксплуатации (в новом интервале) и направленности потоков газа в зоне около куста.
В рамках эксплуатации Южного участка газовой залежи Губкинского месторож-дения условно выделяются периоды стабильного (до 2009 г.) и регулируемого (2010–2018 гг.) отборов газа (рис. 5). В течение периода регулируемого отбора наблюдается увеличение количества локальных воздействий на скважины объекта: из 21 скважины, на которых осуществлялось локальное воздействие, только на одной начало локального регулирования отбора относится к периоду стабильного отбора. При этом анализ показал, что локальные воздействия на зону отбора скважин статистически чаще обусловливали переход в критический профиль режима эксплуатации скважин, характеризующийся стабильным падением отбора газа, проявлением локальных языков воды, вплоть до обводнения, что приводило в лучшем случае к изменению интервала вскрытия пласта, а в худшем – к выводу скважины из эксплуатации. На других месторождениях, обслуживаемых ООО «Газпром добыча Ноябрьск» (Комсомольское, Западно-Таркосалинское и Еты-Пуровское), также наблюдается тенденция к увеличению локальных регулировок после 2009 г. Например, на Западно-Таркосалинском месторож-дении из 18 кустов, подвергшихся локальным воздействиям, только на на пяти регулировка началась до 2009 г.
Локальные регулировки наглядно фиксируются на графиках динамики давления регулирования (разности буферного и входного) или буферного давления группы скважин одного куста (рис. 6–8). Признаки перехода в критический профиль мало заметны на скважинах, на которых регулировка выполнялась единожды, без изменения режима отбора газа в дальнейшем, однако всегда наблюдаются после неоднократного применения. Стоит отметить, что в рамках исследования анализ динамики комплекса параметров производительности и наличия признаков перехода в критический профиль проводился в отношении всех скважин с локальными регулировками (рис. 6).
Одним из признаков перехода в критический профиль эксплуатации является появление языков воды и обводнений интервалов вскрытия пласта в скважине, что обычно сопровождается повышением содержания хлора в отбо-рах проб. Регулярные химические анализы проб в рамках контроля разработки основных месторождений ООО «Газпром добыча Ноябрьск» позволяют оценивать проявления воды в процессе эксплуатации и осуществлять корреляцию этих проявлений по времени с динамикой параметров разработки, в исследуемом случае – с проведением локальной регулировки отбора газа и капремонта скважин. Высокие значения содержания хлора статистически присутствуют во многих скважинах, подвергшихся локальному регулированию, и почти отсутствуют в нерегулируемых кустах Южного участка Губкинского месторож-дения. Причем повышение значений содержания хлора коррелирует по дате с динамикой параметров регулировки скважин или процедурами капремонта (рис. 6–8). Аналогичная ситуация наблюдается при эксплуатации других сеноманских залежей ООО «Газпром добыча Ноябрьск». Привязка высоких показателей содержания хлора к изменению параметров локальных регулировок или процедурам капремонта наблюдается также на Западно-Таркосалинском, Комсомольском, Еты-Пуровском и Вынгаяхинском месторождениях. К примеру, на Западно-Таркосалинском месторождении из 18 кустов, на которых применялись методы локальной регулировки, в 12 зафиксировано высокое содержание хлора, связанное с воздействием регулировок на призабойную зону ствола скважин.
Важным показателем изменения стабильности процесса эксплуатации газовых скважин является перенос интервала перфорации. Данная процедура может быть обусловлена многими причинами, но в основном связана с такими проблемами отбора газа, как водопроявления, песчаные пробки, и др. Из семи кустов Южного участка Губкинского месторождения, на которых применялось локальное регулирование, на пяти переносы интервалов перфорации происходили именно после процедур локальных регулировок. Необходимо отметить, что взаимосвязь динамики параметров локальных регулировок, процедур капремонта (включая перенос интервалов перфорации) и повышения содержания хлора в пробах подтверж-дается в том числе датами фиксации этих событий (рис. 6–8).
Таким образом, наличие связи локальных регулировок с признаками перехода в критический режим эксплуатации газовых скважин зафиксировано на большинстве скважин, в которых проводилась регулировка отбора газа.
ВОЗМОЖНОСТИ уменьшения ВЛИЯНИЯ МЕТОДОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ ОТБОРА ГАЗА НА ПЕРЕХОД СКВАЖИН В КРИТИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Гипотезы, обосновывающие связь между регулированием отбора газа и переходом скважины в критический режим эксплуатации, представлены, к примеру, в работах [4–9]. Однако выдвинутые в данных работах предположения мало подтверждаются на практике.
По мнению авторов данной статьи, нарушение стабильности процесса эксплуатации скважин при локальных регулировках связано в основном с резкими изменениями скорости движения газа и всплесками давления в зоне отбора. Следствием перевода скважины на другой режим отбора газа при локальном регулировании, а также некоторых процедур капремонта является резкое изменение пропускной способности скважины – от остановки вплоть до продувки, т. е. полного открытия ствола на устье. Это вызывает значительные изменения давления по стволу скважины и в ближней зоне отбора газа. Фактически перепады давления в стволе скважины на 0,8–1,4 МПа по результатам разового воздействия на зону отбора газа зафиксированы в нескольких скважинах Губкинского месторождения.
Резкие изменения давления в скважине и, соответственно, в зоне отбора газа зачастую способствуют развитию ряда негативных процессов, снижающих производительность скважины [6–8]:
1) при резком увеличении скоростей в зоне отбора изменяется структура каналов, по которым движется газ, обеспечивающая высокие (нормальные для данного типа коллектора) дебиты. В коллекторах с высокими фильтрационно-емкостными свойствами и глинистыми пропластками (включениями) в зоне отбора каналы движения газа в моменты изменения скоростей заполняются глинистыми частицами, что приводит к снижению проницаемости коллекторов и созданию песчаных пробок на забое скважины [6]. То есть ближайшая к скважине зона отбора газа становится плохо проницаемой, а призабойная зона ствола требует очистки;
2) резкие перепады давления в стволе скважины вызывают сотрясение колонны, что зачастую приводит к нарушению структуры цементного камня в заколонном пространстве, появлению вер-тикальных трещин и каналов, по которым подошвенная вода проникает в призабойную зону скважины. Таким образом, наличие значительного перепада давления по стволу и вертикальных трещин создают предпосылки для проявления локальных вертикальных языков воды. Это подтверждается высоким содержанием хлора в пробах, взятых после регулировок. В дальнейшем содержание хлора в пробах уменьшается (рис. 7–8);
3) слоистая структура залежей сеномана месторождений Надым-Пурской нефтегазоносной области, разрабатываемых ООО «Газпром добыча Ноябрьск» (рис. 1–3), характеризуется наличием выдержанных глинистых перемычек (слои 1, 3, 5) и проницаемых фациально-изменчивых слоев (основное вместилище углеводородов). Увеличение скорости движения газа за счет локальной регулировки по вертикали в слоистой структуре залежи приводит к возникновению и продвижению языков воды по пограничной структуре слоев залежи. Вода продвигается от контуров газонасыщенности залежи и (или) пересечения границ слоев с поверхностью текущего контакта к депрессионной воронке залежи (групп кустов, куста) в первую очередь по границе коллектора с глинистой перемычкой (границей слоя), где возникают максимальные скорости движения газа и перепады давления [5–7]. Это приводит к преж-девременному обводнению скважин. Случаи локального внедрения воды зафиксированы, в частности, на Западно-Таркосалинском, Комсомольском и Вынгапуровском месторождениях. Возникновение в процессе эксплуатации локальных языков продвижения воды и изменение структуры каналов движения газа в зоне отбора скважины (куста) способствуют созданию зон защемленного газа, что снижает коэффициент извлечения по залежи в целом;
4) ухудшение фильтрационно-емкостных свойств в зоне отбора газа скважин наблюдается также после процедур капитального ремонта. Эти процессы отчасти сходны с процессами, происходящими в результате локального регулирования отбора газа, однако фактических подтверждений наличия всплесков давления при капремонте нет. Видимо, каналы движения газа также забиваются глинистыми частицами вследствие резких изменений давления в зоне отбора. Кроме того, при ремонте скважины проницаемость каналов движения газа уменьшается после использовании некоторых жидкостей глушения, промывки, продувки ствола и т. д. [7–8].
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
На основании описанного влияния локальных регулировок на переход в критический режим эксплуатации предлагаются следующие правила проведения данных процедур, которые должны минимизировать или ликвидировать влияние регулировок отборов газа на стабильность процесса эксплуатации (производительность) скважин.
1. Регулировку отборов газа следует производить в основном путем изменения давления шлейфов. Конечно, могут быть исключения, но они всегда должны быть обоснованы.
2. Регулировку буферного давления скважины необходимо выполнять с использованием технологий, позволяющих без продолжительных и повторяющихся всплесков давления (полного перекрытия движения газа, максимального открытия на длительное время) изменять параметры штуцеров, шайб и т. п. Все, даже кратковременные изменения режима отбора локально по скважине вызывают всплески давления в зоне отбора и создают предпосылки для развития таких нежелательных процессов, как прорывы языков воды, ухудшение фильтрационно-емкостных свойств, и проч. Таким образом, именно повторяемость изменения режима регулировки отборов создает условия для перехода в критический профиль эксплуатации. Опасность регулировок заключается не в изменениях давления как таковых, а в отсутствии плавности этих изменений.
3. Разность буферного и входного давлений желательно менять не чаще, чем раз в два года (или до изменения конструкции вскрытия пласта). Это согласуется с целями регулировок. При такой периодичности изменений плавно формируется поток газа с новыми параметрами зоны отбора скважины (куста, зоны кустов). Одноразовые встряски колонны и приствольной зоны скважины незначительно воздействуют на структуру цементного камня и не создают предпосылок для проявления локальных языков воды.
Соблюдение данных правил проведения обоснованных процедур регулирования отбора газа будет способствовать стабилизации производительности скважин, что в конечном итоге обеспечит эффективность разработки месторож-дения и повысит газоотдачу залежи.