Критерии сохранности призабойной зоны пласта в условиях пескопроявления при циклической эксплуатации подземного хранилища газа

• Автор: Гунькина, Татьяна Александровна
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2014
• Место защиты: Ставрополь
• Количество страниц: 121 с. : ил.

ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение

1 Механизм процесса пескопроявления при эксплуатации

подземного хранилища газа

1.1 Пескопроявление при эксплуатации скважин ПХГ

1.1.1 Механизм процесса пескопроявления

1.1.2 Последствия пескопроявления

1.2 Классификация пород пласта - коллектора по устойчивости к

разрушению

1.3 У нос частиц из пористой среды

1.4 Технологические методы предупреждения пескования
2 Обоснование применения инновационных технологий
увеличения производительности скважин
2.1 Направления развития технологий увеличения
производительности скважин
2.2 Технологическая эффективность способа увеличения диаметра
скважины
2.3 Схемы притока газа к скважинам
2.3.1 Приток газа к горизонтальной скважине
2.3.2 Приток газа к вертикальной трещине гидроразрыва
2.3.3 Приток газа к вертикальной скважине
2.4 Сравнительная оценка технологической эффективности скважин
различной конфигурации
3 Усовершенствание методики диагностики зоны дренирования пласта скважиной по результатам газодинамических
исследований
3.1 Геолого-эксплуатационная характеристика некоторых ПХГ
3.2 Цели и задача диагностики

3.3 Модели диагностики зоны дренирования пласта при
установившемся притоке газа к скважине
3.3.1 Теоретические основы диагностики
3.3.2 Модель притока газа к скважине в условно однородном пласте
3.3.3 Модель притока газа к скважине в зонально неоднородном
пласте
3.3.4 Рекомендации по оценке состояния призабойной зоны пласта
3.3.5 Модель притока газа к скважине в слоистом пласте
Заключение
Список литературы
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность проблемы
В настоящее время в России создана развитая система подземного хранения газа, которая выполняет следующие функции:
• регулирование сезонной неравномерности газопотребления;
■ хранение резервов газа на случай аномально холодных зим;
■ регулирование неравномерности экспортных поставок газа;
■ обеспечение подачи газа в случае нештатных ситуаций в Единой Системе Газоснабжения (ЕСГ);
* создание долгосрочных резервов газа на случай форс-мажорных обстоятельств добычи или транспортировки газа.
Подземные хранилища газа (ПХГ) являются неотъемлемой частью ЕСГ России и расположены в основных районах потребления газа.
Эффективность эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ) определяется продуктивностью эксплуатационных скважин в цикле отбора и их приемистостью в цикле закачки газа, а также длительностью межремонтного периода, которая в основном связана с интенсивностью разрушения призабойной зоны пласта, что приводит к выносу песка в скважину, кольматации и абразивному износу подземного оборудования. Разрушению призабойной зоны способствуют высокие градиенты давления на стенке скважины при фильтрации газа, прорыв пластовой воды при необоснованной депрессии на пласт, изменение направления фильтрационных потоков при отборе и закачке газа, нерегулируемое резкое увеличение дебита скважины (например, при газодинамических исследованиях скважины). Помимо разрушения пласта возможно образование локальных каналов фильтрации малых размеров и высокой проводимости. Выявление локальных каналов фильтрации возможно как геофизическими методами, так и по результатам газодинамических исследований.

гидродинамическая связь пласта со скважиной по всей его толщине независимо от послойной неоднородности пород, что в значительной степени выравнивает скорость фильтрационного потока в призабойной зоне, а, следовательно, снижает вероятность обводнения скважины по отдельным пропласткам.
Технология увеличения диаметра ствола скважины (УДС) в интервале продуктивного пласта путем растворения кислотой карбонатной составляющей породы описана в книге Б. М. Сучкова [82] для условия нефтяных месторождений Удмуртии. Рекомендуется использовать эту технологию при карбонатности породы более 20%.
Увеличение диаметра скважины способствует уменьшению разрушения призабойной зоны и повышению надежности конструкции открытого забоя.
Существенное повышение дебита происходит не только вследствие увеличения диаметра скважины, но и в результате растворения и выноса шлама из наиболее низкопроницаемой загрязненной зоны пласта, непосредственно примыкающей к эксплуатационной колонне.
Технология УДС позволяет увеличить диаметр ствола скважины по Удмуртии - до 25 - 35 см (при диаметре долота 216 мм), по Татарии - до 53 см, т. е. не более чем в 2 раза.
В таблице 2.3 графы 1-5 приведены результаты промышленных испытаний технологии УДС на скважинах Мишкинского месторождения.
Таблица 2.3 - Результаты промышленных испытаний технологии УДС на
скважинах месторождений Удмуртии
Номер сква- жины Месторож- дение Эксплуата- ционный горизонт Дебит, т/сут <22-0, <22/(2, в целом потехнологии до'2 При п =2 Д<22"
ДО опз сь после ОПЗ
1 2 3 4 5 6 7 8
1322 Мишкинское Черепетский 1,0 14,0 13,0 14 0,11 12,
2063 Верейский 0,5 4,9 4,4 9,8 0,05 4,
1327 _н_ Черепетский 1,0 4,4 3,4 4,4 0,11 3,
1314 _н_ II 3,0 10,0 7,0 3,3 0,33 6,
1355 II II 1,0 7,2 6,2 7,2 0,11 6,
1633 II 0 8,0 8,0 - - 8,
714 Башкирский 3,4 5,7 2,3 1,7 0,37 1,
1357 _М_ Черепетский 2,8 3,9 1,1 1,4 0,31 0,
311 м И 0,9 2,9 2,0 3,2 0,1 1,