CC BY
77
УДК 622.24
В. Н. Шевяхова, В. С. Семенякин Астраханский государственный технический университет
БУРЕНИЕ СКВАЖИН НА РАЗРАБАТЫВАЕМОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ БЕЗ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ
В процессе разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений на режиме истощения пластовой энергии возникает проблема определения пластового давления в точке заложения скважины. На газовых месторождениях при отсутствии воды в продукции скважин текущие пластовые давления легко определяются по методике, изложенной в [1]. На нефтяных месторождениях эти давления, при условии, что забойные давления в скважинах больше давления начала конденсации, также можно определить по степенному уравнению, используемому при обработке данных гидродинамических исследований скважин [2]. Появление воды в продукции газовых скважин, газа в призабойной зоне пласта нефтяных скважин, конденсата на скважинах, при пластовом давлении ниже давления начала конденсации, или воды и конденсата даже при условии, что забойные давления выше давления начала конденсации, приводит к тому, что значения текущих пластовых давлений, определяемых расчетным путем, оказываются различными. Это связано с тем, что при работе скважин при общем равномерном стационарном притоке газа к скважине из нее периодически выносятся вода, нефть, конденсат с водой разных объемов в единицу времени, что отражается на забойном давлении, делая его непостоянным во времени и затрудняя обработку данных гидродинамических исследований скважин. На практике в этом случае применяют метод восстановления давления в закрытой скважине. Затем по кривым восстановления давления (КВД) находят текущие пластовые давления. Однако наличие жидкой фазы, накопившейся за весь период эксплуатации скважины в призабойной зоне пласта, приводит к тому, что КВД не обрабатываются по методу Хорнера. В качестве примера на рис. 1 представлены данные по восстановлению давления на скважинах Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ).
Как видно из рисунка, ни на одной скважине восстановление давления не завершено, несмотря на то, что скважины были закрыты в течение длительного периода. По отдельным скважинам время закрытого периода составляло 3 суток и более. Более того, обработка данных гидродинамических исследований на установившихся режимах по классическому двухчленному уравнению [1, 3] приводит к получению коэффициентов фильтрационного сопротивления, имеющих отрицательные значения. Параметры пласта, в том числе пластовое давление, радиусы зоны дренирования не устанавливаются [4].
0 0.15 0,3 0,45 0,6 0,75 0,9 7^/5 7)
Рис. 1. КВД по скважинам АГКМ:
1 - скв. 104; 2 - скв. 218; 3 - скв. 74; 4 - скв. 65
Для решения проблемы определения значений текущих пластовых давлений были проанализированы причины получения отрицательных значений коэффициентов фильтрационных сопротивлений, найдены зависимости коэффициента проницаемости пласта от коэффициентов фильтрационных сопротивлений и вязкости пластового газа, а также смеси газа и жидкости и т. д. Все это позволило найти метод оценки текущих пластовых давлений. В качестве примера на рис. 2 представлены значения текущих пластовых давлений трех скважин АГКМ (по годам эксплуатации). По одной из них текущие пластовые давления резко отклоняются от линейной зависимости, что, как было установлено, связано с жидкостью, закупоривавшей трещины коллектора, в объеме 60 000 м3.
Теперь можно представить ситуацию, когда перед началом бурения скважины возникает вопрос о пластовом давлении в точке ее заложения. Она может находиться, например, вблизи ликвидированной скважины или между соседними эксплуатационными.
Исходя из вышеприведенных примеров, можно утверждать, что и в том, и в другом случаях текущие пластовые давления будут гораздо ниже начального пластового давления, а скважина, расположенная вблизи ликвидированной, попадает в зону, насыщенную жидкой фазой. В случае отсутствия данных о распределении текущих значений пластового давления и во избежание открытого фонтанирования специалисты-практики выбирают плотность бурового раствора по начальному пластовому давлению, а не по текущему его значению. В результате на одной из скважин АГКМ, забой которой располагался в 100 м от ликвидированной скважины, находившейся в эксплуатации более 10 лет, получили интенсивное поглощение бурового раствора, имевшего плотность 1 550 кг/м3. При снижении плотности до 1 450 кг/м3 интенсивное поглощение бурового рас-
твора продолжилось. Снижение плотности бурового раствора на 100 кг/м3 привело к уменьшению репрессии на пласт примерно на 4 МПа. Тем не менее репрессия осталась и составила 12 МПа, при этом поглощение бурового раствора продолжилось. После ликвидации поглощения обычными приемами скважину закончили бурением.
пл?
Рис. 2. Значение текущих пластовых давлений скважин АГКМ (по годам эксплуатации): 1 - скв. 72; 2 - скв. 77; 3 - скв. 103; 4 - скв. 97
Опыт бурения этой скважины показал, что при эксплуатации ликвидированной впоследствии скважины вокруг нее образовалась глубокая депрессионная воронка, в которой на расстоянии 100 м от скважины давление было даже меньше текущего пластового давления, вследствие чего при бурении репрессия на пласт была еще выше и составляла 14 МПа. Именно поэтому выбранная плотность бурового раствора по начальному пластовому давлению и привела к его поглощению. Однако наличие данных о распределении давления в воронке депрессии позволяет успешно ликвидировать выбросы нефти и газа, регулируя плотность бурового раствора по начальным и конечным пластовым давлениям при глушении скважины.
СПИСОК ЛИТЕРА ТУРЫ
1. Руководство по исследованию скважин / А. И. Гриценко, З. С. Алиев, О. М. Ермилов и др. - М.: Наука, 1995. - 523 с.
2. Требин Ф. А., Макогон Ю. Ф, Баниев К. С. Добыча природного газа. - М.: Недра, 1976. - 368 с.
3. Фурманов А. Н. К вопросу об аналитико-графической аппроксимации результатов гидродинамических исследований проницаемых пластов // Бурение. -1978. - № 9. - С. 13-17.
4. Перепеличенко В. Ф., Дербенев В. А. Прогнозирование продуктивности скважин при разработке Астраханского месторождения // Газовая промышленность. -2003. - № 7. - С. 38-41.
5. Пат. РФ № 2131970 Е21В43/12. Способ глушения скважин / В. С. Семеня-кин, П. В. Семенякин, В. А. Суслов и др. / Заявл. 26.11.97; Опубл. 20.06.99, Бюл. № 17. - 11 с.
Получено 30.07.04
WELL DRILLING ON THE DEVELOPED FIELDS WITHOUT SEAM PRESSURE SUPPORT
V. N. Shevjahova, V. S. Semenjakin
While oil, gas & condensate fields developing there is such a moment at the regime of seam pressure exhaustion when face pressure in wells become lower the pressure of saturation or the beginning condensation pressure. In both cases a gasliquid mixture appears in the faced zone of the bed. It may contain bed water, oil or condensate. In this way indicated curves acquire various characters & it becomes impossible to determine the current figure of the bed pressure. The curves of pressure restoration serving to define seam pressure aren’t processed. To solve this problem the existing methods of coefficients determination of filtration resistance have been analyzed & the way of their determination was found. Using these coefficients it was possible to define the current bed pressure that helped to estimate drilling solution density. So the result of drilling solution density choice was shown according to the initial seam pressure.
